Cтраница 2
На месторождениях, содержащих несколько объектов, важно запроектировать такую систему, которая позволяла бы за счет распределения числа скважин между объектами и применения соответствующей схемы их расстановки обеспечить наибольшую эффективность разработки месторождения в целом. В задачах данного параграфа за критерий эффективности распределения скважин между объектами принято достижение максимальной конечной нефтеотдачи по месторождению в целом. [16]
Покровского, Зол ьненского, Красноярского, Яблоновый Овраг и др.) и по всем были получены показательные результаты. Определены текущие значения и динамика ( прогноз) изменения нефтеотдачи с дифференциацией по зонам и выявлены условия достижения конечной нефтеотдачи, дающие возможность технико-экономического анализа показателей разработки. [17]
На XXV съезде КПСС перед нефтяной промышленностью была поставлена задача об улучшении использования природных ресурсов нефти и повышении нефтеотдачи пластов. Для достижения максимальной конечной нефтеотдачи при заводнении пластов принципиальное значение имеет определение оптимальных темпов отбора нефти, динамики добычи на разных стадиях разработки. [18]
Моделирование по Маттаксу 8) - МПК представляется совокупностью полуцилиндрических и кубических блоков из алунда и песчаника - показало, что отображаемое трещинное пространство промывается напорной водой за период, меньший 12 час. При экстраполяции модельных результатов на пластовые условия ( блоки полагаются кубическими с высотой 2 74 м, тогда как флюиды имеют вязкость 1 8 мПа с для нефти и 0 6 мПа с для пластовой воды) продолжительность гидродинамического вытеснения нефти из МПП определяется как - 5 лет. Блоки при емкости и проницаемости 9 1 % и 2 фм2 характеризуются достижением конечной нефтеотдачи, равной 48 8 % в срок 2 сут на модели и 20 лет в масштабах залежи. Поскольку этот показатель является функцией величины перепада давлений ( депрессии / репрессии) на пласт, постольку при сознательном и соответствующем регулировании перепада давлений возможно достижение близкого к идеальному состояния нефтеизвлечения. А именно: практически равной скорости продвижения раздела нефть - вытесняющий агент в межблоковой и блоковой полостных подсистемах. На вышеописанной модели коллектора было получено вытеснение порядка 60 % от НИЗ нефти в блоках к моменту прорыва воды в аналогах трещин. [19]
Моделирование по Маттаксу18 - МПК представляется совокупностью полуцилиндрических и кубических блоков из алунда и песчаника - показало, что отображаемое трещинное пространство промывается напорной водой за период, меньший 12 час. При экстраполяции модельных результатов на пластовые условия ( блоки полагаются кубическими с высотой 2 74 м, тогда как флюиды имеют вязкость 1 8 мПа - с для нефти и 0 6 мПа с для пластовой воды) продолжительность гидродинамического вытеснения нефти из МПП определяется как - 5 лет. Блоки при емкости и проницаемости 9 1 % и 2 фм2 характеризуются достижением конечной нефтеотдачи, равной 48 8 % в срок 2 сут на модели и 20 лет в масштабах залежи. Поскольку этот показатель является функцией величины перепада давлений ( депрессии / репрессии) на пласт, постольку при сознательном и соответствующем регулировании перепада давлений возможно достижение близкого к идеальному состояния нефтеизвлечения. А именно: практически равной скорости продвижения раздела нефть - вытесняющий агент в межблоковой и блоковой полостных подсистемах. На вышеописанной модели коллектора было получено вытеснение порядка 60 % от НИЗ нефти в блоках к моменту прорыва воды в аналогах трещин. [20]
Обычно считается, что объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект имеет плюсы и минусы. Хорошо, что увеличивается амплитудный ( начальный максимальный) дебит нефти добывающих скважин. Но плохо, что увеличивается неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающие скважины и при достижении заданной конечной нефтеотдачи пластов за счет увеличения отбора воды заметно или значительно увеличивается суммарный отбор жидкости. Получается, что при увеличении амплитудного дебита скважин заметно или значительно уменьшается средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости и соответственно в дебите жидкости. Произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти дает средний дебит нефти добывающих скважин. Рациональными считаются такие технические мероприятия, в частности, такие объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, которые увеличивают средний дебит нефти, которые обеспечивают максимум среднего дебита. Таким образом, учитываются плюсы и минусы и отыскивается их рациональное сочетание. [21]
В частности, в работе [73 ] в качестве критерия оптимальности при отключении рядов скважин принято условие достижения минимального общего срока разработки нефтяной залежи. В этой работе показано, что рационально отключать ряды скважин при равенстве добычи нефти на смежных этапах разработки. Это же условие было принято и в работе [18] при проведении конкретных расчетов с учетом неоднородности пласта по проницаемости для заданного закона-распределения проницаемости и соотношения вязкостей нефти и воды. В работе [137] в качестве такого критерия принято достижение заданной конечной нефтеотдачи. [22]
Допустим, что рассматриваемый эксплуатационный объект состоит из множества пропластков с существенно различными ФЕС, то есть представлен различными типами коллекторов. Таким образ эм, если допустить, что столь сложный объект будет разрабатываться с применением циклического воздействия, то, судя по всему, циклика в сочетании с применением ГС должна быть особенно эффективна. Как видим, при использовании обычных вертикальных скважин достижение относительно высокой конечной нефтеотдачи супернео. Если же используется система разработки с применением ГС, то, как видим, зависимо сть эффективности циклического воздействия от и становится менее существенной. [23]
Допустим, что рассматриваемый эксплуатационный объект состоит из множества пропластков с существенно различными ФЕС, то есть представлен различными типами коллекторов. Таким образом, если допустить, что столь сложный объект будет разрабатываться с применением циклического воздействия, то, судя по всему, циклика в сочетании с применением ГС должна быть особенно эффективна. Как видим, при использовании обычных вертикальных скважин достижение относительно высокой конечной нефтеотдачи супернеоднородного пласта возможно лишь при периодах цикла со менее 25 - 50 часов, причем с увеличением со конечная нефтеотдача быстро падает. Если же используется система разработки с применением ГС, то, как видим, зависимость эффективности циклического воздействия от со становится менее существенной. [24]