Коэффициент - дренирование
Cтраница 2
Таким образом, водные растворы поверхностно активных композиционных систем небольшой вязкостью способствуют увеличению коэффициента дренирования малопроницаемого пласта, приводящему к вытеснению дополнительной нефти и некоторому снижению обводненности вытесняемой жидкости. [17]
По результатам статистической обработки данных корреляции различных пропластков продуктивных пластов строили зависимость коэффициента воздействия ( а также коэффициента дренирования рдр, учитывающего потери нефти в пласте за счет его прерывистости) от расстояний между нагнетательными и эксплуатационнымин скважинами. [18]
Очевидно, нефтеотдачу при режиме растворенного газа, в основном, определяет сетка скважин, от которой зависит коэффициент дренирования запасов. Как и при режиме растворенного газа, нефтеотдача при заводнении зависит от плотности сетки скважин. Из рис. 56 видно, что для плотности более 8 га / скв эта зависимость выражена гораздо слабее, чем при плотности менее 8 га / скв. [20]
Принимается, что эффективность извлечения нефти из пластов с применением заводнения обычно оценивается тремя показателями [ 102, 128, 207 и др. ]: коэффициентом дренирования залежи К №, коэффициентом охвата пласта заводнением Кзав и коэффициентом вытеснения нефти водой из пористой среды Квыт. [21]
 |
Зависимость коэффициентов дренирования от относительной площади разбу-ривания для месторождения Медвежье. Цифры при точках обозначают номера УКПГ. [22] |
Первоочередными объектами такого бурения прежде всего следует считать эксплуатационные участки УКПГ-2, 4, 8, 9, имеющие невысокие ( 0 6 - 0 8) коэффициенты дренирования. [23]
В опытах № 1, 2, 3, 4 прирост коэффициента дренирования после вытеснения ПДС составляет от 21 9 до 84 3 %, причем с ростом соотношения проницаемостей пропластков прирост коэффициента дренирования увеличивается и абсолютное значение последнего достигает 84 3 % для модели № 1 с наибольшим соотношением проницаемостей пропластков. [24]
При этом коэффициент дренирования не изменяется во времени, а остается практически постоянным при неизменной системе разработки и условиях эксплуатации. Увеличение коэффициента дренирования пластов в этих условиях требует прежде всего изменения системы разработки и не только уплотнения сетки скважин, но и перехода на площадные системы заводнения, сообразуясь с размерами линз и зонами замещения коллекторов. Моделированием ( расчетами) во ВНИИ показано, что площадные системы заводнения при высокой расчлененности указанных пластов могут увеличивать коэффициент дренирования в 1 3 - 2 раза по сравнению с пятирядной блоковой системой, в зависимости от плотности сетки скважин, причем применение площадных систем заводнения вместо многорядных в большей мере повышает дренирование линзовидных, расчлененных, прерывистых пластов, чем просто уплотнение сетки скважин. [25]
Условия KCB Квз и Кщ Кщ физически означают, что в обоих пропла-стках достигается максимальное значение коэффициента вытеснения. Наибольший интерес для оценки коэффициента дренирования неоднородного пласта представляет отношение Кщ / К2п, графическая интерпретация которого позволяет проследить за изменением коэффициента охвата вытеснением модели неоднородного пласта в ходе эксперимента. Как видно из рис. 3.12, геометрическим местом точек, соответствующих Кш / К2п 1, т.е. условие одинакового охвата неоднородного пласта воздействием, является диагональная прямая. При вытеснении нефти из прослоев, имеющих разные коэффициенты проницаемости, фактическая характеристика вытеснения существенно отклоняется от диагонали и меньше единицы. Лишь на конечном этапе вытеснения из-за влияния поверхностно-активных составляющих композиций на физико-химический механизм процесса вытеснения остаточной нефти кривая начинает приближаться к диагонали. [26]
Условия Ксв КВ2 и К п К2 физически означают, что в обоих пропластках достигается максимальное значение коэффициента вытеснения. Наибольший интерес для оценки коэффициента дренирования неоднородного пласта представляет отношение К П / К2П, графическая интерпретация которого позволяет проследить за изменением коэффициента охвата вытеснением модели неоднородного пласта в ходе эксперимента. Как видно из рис. 3.12, геометрическим местом точек, соответствующих К1П / К2П 1, то есть условие одинакового охвата неоднородного пласта воздействием, является диагональная прямая. При вытеснении нефти из прослоев, имеющих разные коэффициенты проницаемости, фактическая характеристика вытеснения существенно отклоняется от диагонали и меньше единицы. Лишь на конечном этапе вытеснения из-за влияния поверхностно активных составляющих композиций на физико-химический механизм процесса вытеснения остаточной нефти кривая начинает приближаться к диагонали. Это свидетельствует об увеличении коэффициента дренирования неоднородного пласта. [27]
Следовательно, существующее на месторождении размещение добывающих скважин не обеспечивает полное вовлечение запасов газа в активное дренирование. В то же время зависимость между коэффициентами дренирования и относительной площадью разбуривания показывает, что расширение эксплуатационного поля способствует увеличению полноты дренирования запасов газа. [28]
 |
Зависимость ожвата пласта дренированием АВ2 3 Самотлорского месторождения. [29] |
Систематизированных, обобщенных данных по достигаемым значениям коэффициентов дренирования, охвата пластов и вытеснения к настоящему времени совсем мало, тем более в зависимости от различных факторов. Эти проблемы еще ждут своих исследований в будущем, потому что без детального изучения дифференцированных показателей эффективности заводнения нельзя обеспечить целеустремленного применения методов извлечения остаточных запасов нефти и увеличения нефтеотдачи. [30]
Страницы: 1 2 3