Послойная неоднородность

Cтраница 1

Послойная неоднородность устанавливается по результатам исследований дебитомерами. [1]

Послойная неоднородность влияет на темп и динамику обводнения продукции скважин, на суммарный отбор воды из залежи и конечный коэффициент заводнения. [2]

Послойная неоднородность составляет 0 084 доли ед. [3]

Послойная неоднородность характеризуется квадратом коэффициента вариации, величина которого V2 0 30 была взята с учетом фактических данных и аналогии. Эта величина неоднородности немного больше наблюдающейся на площадях Ромашкинского месторождения и на Бавлинском месторождении в девоне, что вполне объяснимо, поскольку продуктивный пласт угленосного горизонта представляет собой песчаник более неоднородный, чем девонский, но меньшей мощности. [4]

Послойная неоднородность пласта по проницаемости, как и литолого-фациальная неоднородность, есть следствие закономерности процессов седиментации, которые происходили в соответствующие геологические эпохи. [5]

Послойная неоднородность пластов по проницаемости создает неравномерность выработки запасов нефти по разрезу, существенно влияет на характер обводнения продукции скважин и является одной из основных причин неполного охвата пластов заводнением. [6]

Послойная неоднородность пластов по проницаемости и практическое отсутствие проницаемости по вертикали позволяют выбрать плотность перфорации при вторичном вскрытии, обеспечивающую максимальный коэффициент гидродинамического совершенства по характеру вскрытия отдельных пластов. При этом принято для пластов с ВНК вскрывать перфорацией только часть нефтена-сыщенной толщины пласта. [7]

Послойная неоднородность пластов по проницаемости и практическое отсутствие проницаемости по вертикали позволяют выбрать плотность перфорации при вторичном вскрытии, обеспечивающую максимальный коэффициент гидродинамического совершенства по характеру вскрытия отдельных пластов. При этом принято для пластов с водонефтяным контактом вскрывать перфорацией только часть нефтенасыщенной толщины пласта. [8]

Послойная неоднородность продуктивных пластов, в том числе и высокопродуктивных, обусловила прохождение воды по наиболее высокопроницаемым пропласткам и слоям, оставляя невыработанными менее проницаемые прослои. Зональная неоднородность обусловливает невыработанность нефти вдоль границ выклинивания коллекторов. Остаются остатки нефти и между скважинами. Это подтверждено многочисленными примерами бурения скважин, которые вскрывали отдельные нефтенасыщенные интервалы в монолитных пластах, в зонах, где прошла вода. Для выработки нефти из таких зон применяются гидродинамические методы ПНП. [9]

Обычно послойная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости бывает достаточно велика. Поэтому доля нефтяных слоев очень низкой проницаемости, доля линий тока и трубок тока, идущих от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих, с очень большим ( предельно большим) временем вытеснения нефти тоже бывает достаточно велика. Поэтому, чем дольше эксплуатируют добывающую скважину, тем больше ее накопленная добыча нефти и соответственно нефтеотдача пластов в зоне действия скважины, а если так сделать по всем добывающим скважинам, то нефтеотдача будет больше в целом по всему эксплуатационному объекту. Однако текущие экономические затраты пропорциональны текущему отбору жидкости, а текущие экономические поступления пропорциональны текущему отбору нефти. И наступает такой момент времени, когда дебит нефти становится таким малым, что текущие экономические поступления не компенсируют текущие экономические затраты и дальнейшая эксплуатация скважин становится убыточной. Отбираемая жидкость обычно состоит из нефти и попутной воды, т.е. вытесняющей воды и воды, поступившей из-за негерметичности скважин из других водоносных пластов. Оказывается, есть предельно допустимая с экономической точки зрения максимальная доля воды ( и минимальная доля нефти) в дебите жидкости. В рамках здравого смысла при осуществлении промышленного процесса добычи нефти эту предельную максимальную долю воды ( максимальную обводненность) все равно приходится соблюдать. [10]

Обычно послойную неоднородность по проницаемости нефтяных пластов математически хорошо описывает известное очень универсальное гамма-распределение, у которого V2 - квадрат коэффициента вариации может быть любым от нуля до бесконечности. [11]

Кривые изменения темнев добычи жидкости и нефти Т ж и Тя в % от балансовых запасов по северо-восточному участку пласта Hi Шкановског. [12]

Из-за послойной неоднородности пласта происходит прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам, интенсивность обводнения приближается к интенсивности обводнения продукции скважин, заводняемых через водонасыщенную часть залежи. [13]

Из-за высокой послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов значительная часть извлекаемых запасов нефти отбирается после начала обводнения скважин. [14]

При послойной неоднородности продуктивных пластов градиенты давления от ГДДС нефти в высокопроницаемой породе до - ГДДС нефти в низкопроницаемой породе являются самыми неблагоприятными с точки зрения полноты выработки пласта. [15]

Страницы: 1 2 3 4