Cтраница 1
Зональная неоднородность продуктивного пласта по проницаемости также является следствием процесса седиментации. [1]
Вследствие высокой зональной неоднородности продуктивных пластов по толщине, проницаемости и прерывистости, а также из-за действия многих других факторов, сразу после бурения и исследования или позже спустя какое-то время значительная часть скважин ( бывает 20 - 30 % и более) оказывается ненужной по своим проектным эксплуатационным объектам. Очевидно, что эти скважины, ненужные по своим собственным объектам, надо переводить на другие объекты. Но при данном известном способе такой перевод малоэффективен, потому что будучи переведенными эти скважины располагаются не строго посередине между существующими скважинами нового объекта, а хаотически равномерно рассеянно на всем расстоянии между соседними существующими скважинами, часто оказываясь слишком близко к существующим. При этом переведенные скважины из-за их близости к существующим почти не увеличивают охвата пластов воздействием и конечную нефтеотдачу пластов. Получается, чтобы не снижать нефтеотдачу пластов из-за резкого увеличения неравномерности вытеснения нефти водой, переведенные скважины приходится делать одноименными с близко расположенными существующими, например, если соседняя существующая является нагнетательной, то и переведенную надо делать нагнетательной, а если существующая является добывающей, то и переведенную делать добывающей. Такое ограничение выбора функции каждой переведенной скважины уменьшает общий прирост дебита нефти. [2]
А ведь факт высокой зональной неоднородности продуктивных пластов и значительного различия соседних скважин был установлен давным-давно, более тридцати лет назад, раньше, чем возникла идея опорной сети контролируемых скважин. [3]
Поэтому нами было предложено с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов - неоднородности скважин по продуктивности, с учетом возможного проектного числа разра-ботческих скважин и соотношения затрат на разведочную и разработческую скважины определять необходимое рациональное число исследованных разведочных скважин. Кроме того, чрезмерное увеличение продолжительности разведки приводит к омертвлению вложенных в нее капиталов, произведенные капитальные затраты искусственным образом растут за счет платы за использованные капиталы. [4]
Неточность определения среднего коэффициента продуктивности скважины обусловлена, во-первых, зональной неоднородностью продуктивных пластов и, во-вторых, небольшим числом исследованных скважин. Устранить эту неточность можно только увеличением числа исследованных скважин, однако бурение дополнительных разведочных скважин слишком дорого стоит, так как каждая из них в несколько раз дороже добывающей скважины. Поэтому вводится коэффициент надежности, уменьшающий средний коэффициент продуктивности исследованных скважин до уровня возможного по проектным, чтобы с надежностью 90 % было гарантировано получение проектных дебитов нефти при условии выполнения запроектированных мероприятий. [5]
Специально выполненные расчеты различных вариантов разработки многих нефтяных залежей с учетом послойной и зональной неоднородности продуктивных пластов обнаружили большое однообразие: при фиксированных условиях разработки ( когда все проектные добывающие и нагнетательные скважины со своими проектными забойными давлениями, одновременно вводятся в действие и в дальнейшем стабильно работают по запроектированной технологии) общий дебит нефтяной залежи снижается во времени по показательному закону, а текущий дебит нефти оказывается прямо пропорциональным текущим извлекаемым запасам нефти, образуется прямолинейная зависимость дебита нефти от накопленного отбора нефти. [6]
В последнее время все больше применяют коэффициент распространения Ksn, который характеризует зональную неоднородность продуктивных пластов. Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов ( пластов), вычисляя отношение площади присутствия коллекторов данного зонального интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности. [7]
Различие относительных начальных коэффициентов продуктивности скважин ( лг и лгэ) обусловлено зональной неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости и может быть как фактически случившимся, так и целенаправленно выбранным. [8]
На Ромашкинском месторождении избирательная система заводнения применяется на краевых площадях, отличающихся прерывистостью и зональной неоднородностью продуктивных пластов: Западно-Ленине горской, Куакбашской, Восточно-Ленино - горской, Карамалинской, Холмовской и Южной. Кроме того, избирательное заводнение внедрено на отдельных участках Зелено-горской площади. Пласты этой пачки ( а и б) прерывисты, представлены неоднородными коллекторами. Продуктивность этого объекта по сравнению с центральными площадями имеет более низкие показатели: по удельным запасам нефти хуже в среднем в 4 раза, а по коэффициенту продуктивности - в 2 9 раза. Расчлененность объекта в среднем почти вдвое меньше, но выше доля трудноизвлекаемых запасов нефти и более значительна прерывистость пластов. [9]
Этот параметр дает возможность судить, имеем ли мы действительную случайность значений исходной информации о зональной неоднородности продуктивного пласта, получаемую тем или иным методом, необходимую для обоснованного применения аппарата теории вероятностей при расчетах. [10]
Избирательное заводнение ( разновидность внутриконтурного заводнения) используют при разработке нефтяных залежей платформенного типа с высокой зональной неоднородностью продуктивных пластов по коллекторским свойствам, которая обусловливает большое различие в коэффициентах продуктивности близко расположенных скважин. Этот вид заводнения особенно эффективен при разработке залежей, характеризующихся неоднородностью по толщине и проницаемости, прерывистостью продуктивного пласта, когда локальные изменения коллекторских свойств пласта в основном влияют на эффективность охвата их заводнением. [11]
Такие определения целесообразно сделать по нескольким скважинам и затем принять средние значения параметров, чтобы учесть зональную неоднородность продуктивных пластов по вязкости нефти и коэффициенту ее вытеснения и исключить ошибки случайного характера. [12]
Следует учитывать, что при неизменном общем числе скважин, чем больше добывающих скважин, тем больше возможностей регулирования и меньше отрицательное влияние зональной неоднородности продуктивных пластов на их конечную нефтеотдачу. [13]
Необходимое время работы скважин различается вследствие их расположения в разных рядах - первом или втором, их различия по дренируемой нефтяной площади и из-за зональной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости. Возможное время работы скважин зависит от природно-климатических и горно-геологических условий и случайности действия различных отрицательных факторов. [14]
Анализ систем заводнения, проведенный в работе [69], показывает, что эффективность линейной и площадной систем с жесткой схемой расположения нагнетательных скважин при увеличении зональной неоднородности продуктивного пласта снижается. Эффективность избирательной системы заводнения при этом, наоборот, растет. Указанный эффект объясняется тем, что при увеличении зональной неоднородности растет доля зон с низкой продуктивностью, вследствие чего увеличивается вероятность попадания в них нагнетательных скважин при жестких системах заводнения. При избирательной системе заводнения этот недостаток устраняется, наоборот, с увеличением зональной неоднородности появляется возможность выбора под нагнетание относительно более продуктивных скважин. [15]