Обводнение - продукция
Cтраница 2
По мере обводнения продукции разница в темпах выработки уменьшается. [17]
Высокие темпы обводнения продукции особенно характерны для скважин IX и I пластов. [18]
Высокие проценты обводнения продукции по отдельным пластам, особенно по IV, V и VI, объясняются как медленным вводом в эксплуатацию новых скважин, так и водоплавающим типом залежей этих пластов. [19]
Разнообразная картина обводнения продукции добывающих скважин обусловлена особенностями перемещения ВНК и фронта закачиваемой воды по пластам, на которые расчленен горизонт Д1 ( отличающийся сложным геологическим строением. Он представляет собою совокупность чередующихся разных по толщине и относительному расположению в разрезе проницаемых и непроницаемых прослоев. Ему присуща значительная фа-циальная изменчивость. Пласты песчаников большой толщины часть на расстоянии 500 м и менее переходят в аргиллиты. [20]
Определение степени обводнения продукции добывающих скважин является одной из базовых информационных задач разработки нефтяных месторождений. Еще тридцать ЛЕГ назад авторы статш [1] заключили, что существующими устьевыми пробоотборниками отбирается случайная проба, которая по мнотим причинам может не соответствовать истинной добыче нефти и воды. Такая ситуация сохранилась до сегодняшнего дня го большинстве нефтедобывающих предприятий, и нахождение универсального решения этой проблэды невозможно в ближайшее время, из-за финансовых затруднений нефтяных компаний. [21]
 |
Сравнение показателей разработки центрального участка с контрольным. [22] |
Как видно, обводнение продукции и нарастающий водонефтя - Hof; Фактор на центральном участке меньше, чем на контрольном. [23]
 |
Влияние ПАВ на фазовые проницаемости пористой среды для нефти ( Кы и воды ( Кв в зависимости от водонасыщенности пласта ( SB. [24] |
Как видно, обводнение продукции и нарастающий водонефтя-ной фактор при ПАВ меньше, а темпы разработки и текущая нефтеотдача выше. Это говорит о том, что для добычи одинаковых объемов нефти при ПАВ необходим расход ЕОДЫ в 2 раза меньший. [25]
На месторождениях Мангышлака обводнение продукции нефтяных скважин происходит преимущественно за счет нагнетаемой воды. Проникновение нагнетаемой воды в нефтяную часть залежи происходит по узким интервалам ( 0 5 - 2 м), и общая обводненная толщина по скважинам колеблется в пределах 2 - 6 м, что составляет 10 - 12 % от эффективной толщины продуктивного разреза. Кроме того, в нефтяную залежь через нарушения в эксплуатационной колонне могут проникать верхние воды. [26]
Так как начало обводнения продукции таких скважин связано с началом поступления воды в мощный однородный пропласток, то, очевидно, именно наличие этого пропластка способствует проявлению заколонной циркуляции, поскольку прочностные свойства однородной среды ( по сравнению с расчлененной) более благоприятны для распространения в ней трещин. Значительно реже такая циркуляция возникает в скважинах с характеристиками первого типа, обводнение продукции которых совпадает с началом поступления воды в достаточно расчлененную часть пласта. Очевидно, при существующих депрессиях такое строение пласта препятствует образованию трещин большой длины в заколонном пространстве либо уменьшает их влияние на динамику обводнения. [27]
Наблюдается тенденция к ускоренному обводнению продукции в скважинах, где проводились ремонтные работы с многократной и уплотненной перфорацией колонны, а также при применении ГРП. Причина этого явления заключается в растрескивании и разрушении цементного кольца. Влияние растрескивания цементного кольца на ускорение обводнения продукции наблюдается более чем в 30 скважинах. При создании экрана с применением ГРП в 40 % скважин отмечается резкое повышение содержания воды в продукции через 2 - 3 ( иногда 6) месяцев эксплуатации после ремонта. [28]
При малой вязкости нефти обводнение продукции существенно возрастает с уменьшением проницаемости и увеличением неоднородности пластов, а также с увеличением размеров водо-нефтяных зон, если они из-за малой проницаемости или значительной неоднородности пластов не могут быть выработаны без их разбуривания путем вытеснения нефти к скважинам, расположенным в пределах внутренних контуров нефтеносности. Влияние этих факторов, будучи иногда весьма существенным, не изменяет, однако, в целом характера динамики обводнения продукции, присущего залежам маловязких нефтей. [29]
На рис. 6.4 приведены кривые обводнения продукции и величины водонефтя-ных факторов объектов девонских отложений в зависимости от текущих значений коэффициента нефтеотдачи. [30]
Страницы: 1 2 3 4