Геометрическая неравномерность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Если хотите рассмешить бога - расскажите ему о своих планах. Законы Мерфи (еще...)

Геометрическая неравномерность

Cтраница 2


Кроме того, второй коэффициент, уже по нефтяному объему пластов, охваченному воздействием, учитывает неоднородность слоев по проницаемости, геометрическую неравномерность вытеснения нефти агентом, соотношение подвижностей и плотностей нефти и агента в пластовых условиях, предельную долю агента в дебите добывающих скважин, зависящую от цены нефти на рынке и текущих экономических затрат.  [16]

А на величину коэффициента охвата вытеснением объема нефтяных пластов Кохя влияют: макронеоднородность пластов по проницаемости, их прерывистость, т.е. наличие непроницаемых включений, геометрическая неравномерность линий тока, идущих от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих скважин, ограниченная долговечность скважин и их хаотическое выбытие и другие существенные действующие факторы.  [17]

Ведь отрицательное действие высокой вязкости нефти - высокого соотношения подвижнос-тей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях - происходит на фоне послойной неоднородности пластов по проницаемости и геометрической неравномерности ( неоднородности) вытеснения нефти; и чем больше неоднородность, тем больше отрицательное действие высокой вязкости.  [18]

Ведь отрицательное действие высокой вязкости нефти - высокого соотношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях - происходит на фоне послойной неоднородности пластов по проницаемости и геометрической неравномерности ( неоднородности) вытеснения нефти: и чем больше неоднородность, тем больше отрицательное действие высокой вязкости.  [19]

Эти четыре добывающие скважины фактически были промежуточными, они не стояли на финише, т.е. не были стягивающими и поэтому не испытали влияния зональной неоднородности пласта по проницаемости и геометрической неравномерности.  [20]

Таким образом, за скобки вынесено влияние различия физических свойств нефти и вытесняющей воды и оставлено влияние на форму кривой удельного расчетного дебита жидкости при фиксированных условиях разработки только послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости, а также геометрической неравномерности вытеснения нефти.  [21]

Попутно отметим, что по таким нефтяным пластам с избыточной максимально возможной производительностью обычных вертикальных скважин явно не нужны горизонтальные скважины, способные дополнительно уменьшить фильтрационное сопротивление и увеличить производительность при одновременном возможном существенном снижении нефтеотдачи пластов из-за незнания на большом удалении действительного геологического строения нефтяных пластов, из-за возникновения в многослойных пластах значительной геометрической неравномерности вытеснения закачиваемой водой, из-за чрезмерных трудностей управления работой таких скважин.  [22]

Проектирование разработки малопродуктивных нефтяных месторождений с малопроницаемыми пластами и низким темпом отбора запасов нефти и слишком большим общим временем разработки ( например, годовой темп отбора нефти от текущих извлекаемых запасов - 1 %, среднее время отбора запасов - 100 лет, общее время отбора запасов - 200 лет и более) обнажило острейшую проблему - реальную ограниченную долговечность скважин, хаотический характер их аварийного выбытия, хаотичность такого выбытия во времени и по площади - хаотичность разрежения сетки скважин, которая порождает высокую геометрическую неравномерность вытеснения нефти и, соответственно, если только не осуществлять дублирования аварийно выбывших скважин, вызывает значительные потери извлекаемых запасов нефти.  [23]

Вместо первичных, вторичных и третичных способов разработки правильнее было бы выделить первичную, вторичную и третичную стадии разработки нефтяной залежи - первичное, вторичное и третичное бурение скважин: первичное бурение, когда еще не известны локальные особенности геологического строения нефтяных пластов, сильно влияющие на качество извлечения запасов нефти, когда вполне логично применять более редкие сетки скважин и более крупные эксплуатационные объекты, которые объединяют больше нефтяных пластов; вторичное бурение, когда уже стали известны локальные особенности геологического строения и продуктивности пластов, сильно влияющие на добычу нефти и нефтеотдачу пластов, когда целесообразно бурить новые скважины, чтобы избирательно сгущать сетки скважин и избирательно увеличивать число сеток скважин - увеличивать число эксплуатационных объектов; третичное бурение, когда бурят скважины-дублеры вместо аварийно выбывших скважин, еще не отобравших свои извлекаемые запасы нефти, чтобы не потерять эти извлекаемые запасы; в противном случае неотобранные извлекаемые запасы нефти будут потеряны, поскольку аварийное выбытие происходит хаотически с хаотическим разрежением сетки скважин и возникновением сильной геометрической неравномерности фильтрационного потока от действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим.  [24]

Таким образом, фактически в слоистых нефтяных пластах с большим числом слоев и прослоев возникают новые сетки коротких горизонтальных скважин с резко увеличенным расстоянием между скважинами в рядах и неизменным прежним расстоянием между рядами. При этом резко возрастает геометрическая неравномерность ( неоднородность), а нефтеотдача уменьшается в 1 58 раза.  [25]

Так, по силурийской и верхнедевонской залежам Северного месторождения и применении горизонтальных скважин показатель геометрической неравномерности вытеснения возрастает в 7 раз, а результирующей общей неравномерности ( неоднородности) в 3 раза; вследствие чего отбор нефти за начальный безводный ( маловодный) период уменьшается в 2 раза. По пермокарбо-новой залежи Южного месторождения показатель геометрической неравномерности возрастает в 3 раза, результирующей общей неравномерности ( неоднородности) возрастает в 2 раза; а отбор нефти и нефтеотдача пластов за начальный безводный ( маловодный) период уменьшается в 1 5 раза.  [26]

При аварийном выключении скважины выходят из строя, не выполнив свою технологическую функцию, не отобрав свои промышленные извлекаемые запасы нефти. При аварийном выключении происходит хаотическое разрежение сетки скважин и возникает значительная геометрическая неравномерность вытеснения еще неотобранных извлекаемых запасов нефти. Поэтому извлекаемые запасы нефти, не отобранные аварийными скважинами, если вместо аварийных не будут пробурены скважины-дублеры, можно считать окончательно выпавшими из разработки.  [27]

Прежде всего, хаотическое разрежение сетки добывающих и нагнетательных скважин создает значительную геометрическую неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой, которая даже в условиях совершенно однородного непрерывного пласта приводит к значительной потере извлекаемых запасов нефти. Но ситуация еще более усугубляется из-за фактической зональной неоднородности по проницаемости и прерывистости нефтяных пластов.  [28]

Переход от весовой жидкости к расчетной жидкости выносит за скобки влияние коэффициента различия физических свойств. Остается только влияние зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости и влияние геометрической неравномерности вытеснения нефти агентом.  [29]

Необходимо уточнить: вообще-то закон снижения дебита нефтяной залежи был получен в ином, более общем виде. Это было сделано с учетом зональной и послойной неоднородности продуктивных пластов, с учетом геометрической неравномерности сетки скважин и точечного расположения источников и стоков - нагнетательных и добывающих скважин, а также с учетом действующих экономических ограничений на ввод в эксплуатацию малодебитных и продолжение эксплуатации высокообводненных скважин. Закон снижения дебита во времени был обоснован в виде функции гамма-распределения.  [30]



Страницы:      1    2    3