Относительный отбор

Cтраница 3

В результате расчетов получены уравнения регрессии с наиболее существенно влияющими факторами. Анализ уравнений показывает, что на эффективность вытеснения нефти для девонских объектов оказали влияние такие факторы, как толщина пласта, коэффициент песчанистости, проницаемость, соотношение числа добывающих скважин к нагнетательным и др. При относительном отборе жидкости, равном 0 5, начинает оказывать существенное влияние доля начальных балансовых запасов нефти в малопродуктивных коллекторах. С увеличением доли запасов в малопродуктивных коллекторах коэффициент текущей нефтеотдачи уменьшается. В связи с этим к проблеме их выработки на заключительных стадиях разработки должно быть обращено должное внимание. [31]

Для исследований необходимо выбрать несколько участков на площади залежи или несколько залежей, характеризующихся различными коллекторскими свойствами. Разработка может осуществляться как при естественном обводнении, так и при закачке воды в пласт. По данным промысловых наблюдений строится зависимость обводненности v от относительного отбора нефти QH. Для углубленного анализа следует построить такие зависимости по каждой скважине. Полученные данные аппроксимируются в первом приближении прямыми линиями. [32]

Полученные оценки позволяют заключить, что при увеличении темпа разработки, характеризующегося показателем S / T, наблюдается тенденция к сдвигу режимов в сторону газового. Следовательно, размер месторождения является одним из существенных факторов, определяющих режим залежей. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно на крупных месторождениях, тогда как на месторождениях с небольшими геометрическими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. [33]

Зависимость средневзвешенного пластового давления от суммарного отбора газа для Челбасского месторождения. [34]

Это означает, что в число основных факторов, определяющих процесс разработки месторождения, необходимо включать также параметр, который условно можно назвать темпом разработки. В этом случае возникает вопрос о темпах разработки различных по запасам месторождений, приуроченных к водонапорным бассейнам. Дело, однако, в том, что сам по себе относительный отбор газа в единицу времени не определяет темп снижения давления газовой залежи, поскольку необходимо учитывать также время реагирования водонапорного бассейна на создаваемый импульс. Соотношение времени реагирования водоносного бассейна с характерным временем изменения давления в газовой части оказывается зависящим от их геометрических размеров. Был проведен статистический анализ данных разработки 78 газовых месторождений страны, эксплуатация которых в настоящее время завершена или находится на поздней стадии. [35]

Функция распределения, математически списывающая расчетную послойную неоднородность по проницаемости эксплуата-ционого горизонта, имеет тройной смысл. Благодаря этому и применению довольно универсальной функции гамма-распределения созданы подробные таблицы характеристики извлечения подвижных запасов нефти для различных значений показателя неоднородности и относительного отбора жидкости при одинаковой подвижности и плотности нефти и вытесняющего агента. Характеристики даны для типичных средних элементов нефтяных залежей. А учет различия физических свойств нефти и вытесняющего агента делается с помощью уже упомянутого коэффициента различия. При этом используется расчетная схема точечно сосредоточенных фильтрационных сопротивлений. Таким образом, имеются четкие правила прямого и обратного перехода от весовой доли вытесняющего агента в текущем и суммарном отборе жидкости к расчетной доле и, наоборот, - от расчетной доли к весовой. [36]

Таким образом, проведенный анализ показывает, что изменение давления в газовой залежи определяется не только величиной суммарного отбора, но и интенсивностью отбора в каждый момент времени. Это означает, что в число основных факторов, определяющих ход разработки месторождения, необходимо включать также параметр, который условно может быть назван темпом разработки. В этом случае возникает вопрос о темпах разработки различных по величине запасов месторождений, приуроченных к водонапорным бассейнам. Однако сама по себе величина относительного отбора газа в единицу времени не определяет темп снижения давления газовой залежи, поскольку необходимо учитывать также время реагирования водонапорного бассейна на создаваемый импульс. Соотношение времени реагирования водоносного бассейна с характерным временем изменения давления в газовой части оказывается зависящим и от их геометрических размеров. [37]

Данные табл. 5.1 позволяют отметить, что газовый режим характерен для крупных месторождений. Время разработки месторождения выбирается в основном исходя из технико-экономических соображений и, как видно из приведенных данных, незначительно отличается для разных режимов, в то время как размеры в среднем различаются в значительно большей степени. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно на крупных месторождениях, тогда как в месторождениях с небольшими геометрическими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. Об этом свидетельствуют результаты расчетов, а также опыт разработки большого числа газовых месторождений. Так, например, по таким месторождениям, как Северо-Ставропольское, Шебелин-ское, Газлийское, из которых отобрана большая часть запасов, до сих пор наблюдается практически газовый режим, несмотря на наличие довольно мощной и активной водонапорной системы, а группа известных газоконденсатных месторождений Краснодарского края, приуроченных к водонапорному бассейну нижнемеловых отложений, в большинстве случаев с начала разработки подвергается активному воздействию воды. Отметим, что темпы разработки тех и других месторождений были примерно одинаковы. [38]

Из полученных зависимостей следует, что независимо от величины параметра анизотропии v при снижении 1 пл и уменьшении h ( t) Qnp снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости kE или параметра анизотропии v Qnp уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта, В конечном счете при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной Авс, где имеет место только плоско-радиальная фильтрация газа к скважине. Такой вывод полностью подтверждается для v - 0 01, когда подъем контакта га ч-вода при относительном отборе 0.78 запасов составляет всего Ли 0.33 м Полученный вывод справедлив цля несовершенной по степени вскрытия скважины, вскрывшей анизотропный пласт. Однако для определения Q p рекомендуемая формула даст весьма приближенные результаты, так как при уменьшении вертикальной проницаемости создаются условия для увеличения депрессии на пласт. Величина допустимой депрессии постановочно недостаточно увязана с параметром анизотропии, и поэтому Qnp анизотропного пласта оказывается всегда меньше безводного дебита из изотропного пласта. Из полученной зависимости следует, что при снижении параметра анизотропии v наиболее выгодно полное вскрытие пласта. [39]

Такой характер обводнения может быть объяснен более быстрой реакцией на изменение давления нагнетания зон с развитой естественной трещиноватостью, по которым вода быстро проникает в эксплуатационные скважины. Затем, вследствие включения в разработку запасов нефти, мало охваченных процессом вытеснения при более низких давлениях нагнетания, приток нефти в эксплуатационные скважины увеличивается и содержание воды снижается. Дальше процесс вытеснения нефти идет примерно одинаково, несмотря на различные давления нагнетания. Хотя относительный отбор жидкости ( к добыче нефти) при более высоком давлении нагнетания несколько выше, в целом залежь нефти среднего карбона при давлении нагнетания в пределах до 0 9 вертикального горного разрабатывается эффективно. [40]

Полученные оценки позволяют заключить, что при увеличении темпа разработки, характеризующегося показателем S / t, наблюдается тенденция к сдвигу режимов в сторону газового. Данные табл. 7.26 позволяют отметить, что газовый режим характерен для крупных месторождений. Время разработки месторождения выбирается в основном исходя из технико-экономических соображений и, как видно из приведенных данных, незначительно отличается для разных режимов, в то время как размеры в среднем различаются в значительно большей степени. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно на крупных месторождениях, тогда как в месторождениях с небольшими геометрическими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. Об этом свидетельствуют результаты расчетов, а также опыт разработки большого числа газовых месторождений. Так, например, на таких месторождениях, как Северо-Ставропольское, Шебелинское, Газли, из которых отобрана большая часть запасов, до сих пор наблюдается практически газовый режим, несмотря на наличие довольно мощной и активной водонапорной системы, а группа известных газоконденсатных месторождений Краснодарского края, приуроченных к водонапорному бассейну нижнемеловых отложений, в большинстве случаев с начала разработки подвергается активному воздействию воды. Отметим, что темпы разработки тех и других месторождений были примерно одинаковы. [41]

Полученные оценки позволяют заключить, что при увеличении темпа разработки, характеризующегося показателем S / t, наблюдаются тенденции к сдвигу режимов в сторону газового. Из данных табл. 4 следует, что газовый режим характерен для крупных месторождений. Время разработки месторождения выбирается в основном из технико-экономических соображений и, как видно из приведенных данных, мало различается для разных режимов; в то время как размеры месторождений в среднем различаются в значительно большей степени. Следовательно, размеры месторождений являются одним из существенных факторов, определяющих режимы залежей. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно в крупных месторождениях, тогда как в месторождениях с небольшими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. [42]

В электрических моделях ионы в электролите перемещались от одного электрода к другому, образуя окрашенное поле, которое соответствовало области в пласте, занятой вытесняющим агентом. Модель пласта может быть изготовлена из фильтровальной бумаги или гель-агара с учетом относительных мощностей продуктивной части пласта. Под действием разности потенциалов между нагнетательными и продуктивными скважинами ионы меди распространялись по модели, окрашивая электролит в голубой цвет и наглядно показывая последовательные положения вытесняющего агента. При работе на электрических моделях можно воспроизводить относительный отбор жидкости ( или нагнетание) по отдельным скважинам, задавая разные потенциалы на электродах-скважинах. Вследствие диффузии в растворе электролита производят известные ограничения при исследованиях на таких моделях, особенно когда они проводятся длительное время. [43]

Сваринген ( Swlaringen) [ XII.89 ] и Херст ( Hurst) [ XII. В электрических моделях ионы в электролите перемещались от одного электрода к другому, образуя окрашенное поле, которое соответствовало области в пласте, занятой вытесняющим агентом. Модель пласта может быть изготовлена из фильтровальной бумаги или гель-агара с учетом относительных мощностей продуктивной части пласта. Под действием разности потенциалов между нагнетательными и продуктивными скважинами ионы меди распространялись по модели, окрашивая электролит в голубой цвет и наглядно показывая последовательные положения вытесняющего агента. При работе на электрических моделях можно воспроизводить относительный отбор жидкости ( или нагнетание) по отдельным скважинам, задавая разные потенциалы на электродах-скважинах. Вследствие диффузии в растворе электролита производят известные ограничения при исследованиях на таких моделях, особенно когда они проводятся длительное время. [45]

Страницы: 1 2 3