Месторождение - массивный тип
Cтраница 1
Месторождения массивного типа, этаж нефтеносности колеблется от 50 до 500 м, разрабатываются при режиме растворенного газа. Во время эксплуатации происходит быстрое падение пластового давления и дебита скважин. В настоящее время все они находятся на заключительной стадии разработки и характеризуются, несмотря на длительный период разработки некоторых из них ( более 60 лет), низкой нефтеотдачей ( не более 30 %) и содержат более 100 млн т остаточных запасов нефти. [1]
В скважинах же месторождений массивного типа ( Введенов-ское, Ишимбайское, Кумертауское) дебит воды не уменьшился, а эффект получен лишь за счет увеличения дебита нефти. [2]
Все это дает возможность заключить, что на месторождениях массивного типа изоляции притока воды обработкой пены не происходит. Интенсификация же добычи нефти получается за счет промывки забоя и призабойной зоны аэрированным водным раствором ПАВ. [3]
Субъективизм при решении вопроса о вскрытии пласта скважинами на месторождениях массивного типа или в приконтурных частях месторождений пластового типа без учета коллекторских свойств пласта, пластового и забойного давлений, мощности газоносного пласта с подошвенной водой связан с отсутствием приемлемых практических рекомендаций по данному вопросу. Причем, затронутый вопрос имеет место как на однопластовых, так и на многопластовых месторождениях при наличии гидродинамической связи между пластами. Необоснованное и неправильное вскрытие пласта проектными скважинами без учета характеристики рассматриваемого месторождения очень часто приводит к искусственному снижению дебитов скважин или к их преждевременному обводнению. Поэтому большое значение имеет правильное определение на каждом месторождении, с учетом его характеристики, оптимального вскрытия, обеспечивающего максимальный дебит скважин. [4]
 |
Схема газовых месторождений с переменной мощностью. [5] |
Изменение газоносной мощности пласта по ( 160) справедливо для однопластовых месторождений массивного типа, для многопластовых месторождений массивного типа при наличии гидродинамической связи между пластами, а также для приконтурных частей месторождения пластового типа. [6]
Должен быть проанализирован характер изменения проницаемости по площади на контакте газ-вода на месторождениях массивного типа и по периметру на месторождениях пластового и смешанного типов для определения неравномерности обводнения залежи в процессе разработки. Исследованы пьезометртгческие скважины для определения параметров водоносной зоны и интенсивности вторжения подошвенной и контурной вод в газовую залежь. [7]
В зависимости от коллекторских свойств пластов, вскрываемых вертикальными скважинами, созданы два варианта модели фрагментов месторождений массивного типа: однородный и неоднородный. [8]
По результатам математических экспериментов с применением горизонтальных скважин, приведенным в табл. 4.7 - 4.8 при различных интенсивностях отбора газа из фрагментов месторождения массивного типа, характеризующего как центральную, так и приконтурную часть залежи, видно, что коэффициент газоотдачи не зависит от величины годового отбора. Высокие коэффициенты газоотдачи ( рг 90 % от начальных запасов) получены как при высоком 10 % - ном, так и при низком ( около 4 5 %) темпе отбора газа. [9]
Поэтому если в рассматриваемой скважине заранее предусмотрено создание искусственной перегородки, то при определении йоп необходимо заранее учитывать предполагаемый размер перегородки. Предлагаемый способ можно использовать как при определении hon в отдельных скважинах, так и при вскрытии проектных скважин на месторождениях массивного типа или в приконтурных частях месторождений пластового типа, если угол залегания пластов небольшой. [10]
Одним го главных вопросов геологического материала, используемого при проектировании, является степень изученности продуктивного разреза по величине вертикальной проницаемости, т.е. на предмет анизотропии пласта. От величины параметра анизотропии, : т.е. от величины отношения вертикальной проницаемостн к горизонтальной, зависят показатели равномерного или неравномерного истощения отдельных пропластков, подъем газоводяного, газонефтяного и водонефтяного контактов на месторождениях массивного типа. Различные степени истощения отдельных пропластков предопределяют характер работы установок по подготовке газа и нефти и сроки ввода ДКС. [11]
Изучению особенностей проявления того или иного режима разработки газовых месторождений посвящены работы Ю. П. Коро-таева, С. Н. Закирова, BacHHeBai и К. Л. Грдзеловой, Г. В. Рассохина, П. Т. Шмыгли и других авторов. Так, Г. В. Рассохиным подробно проанализированы факторы ( геологические, технологические) влияющие на формирование режима разработки. В результате проделанной работы установлено, что для месторождений массивного типа с высокими коллекторскими свойствами достаточно большая вероятность формирования упруговодонапор-ного режима разработки. [12]
Страницы: 1