Перемещение - контур - нефтеносность
Cтраница 2
К вопросу о перемещении контура нефтеносности / / Докл. [16]
 |
Сопоставление фактической ( У и расчетной ( 2 обводненности продукции скважин 720 ( а, 734 ( б, 1355 ( в Мор-тымья - Тетеревского месторождения. [17] |
На рисунке видны характер перемещения контура нефтеносности и преимущественное залегание текущих запасов вдоль линии выклинивания коллекторов в центральной зоне участка, имеющей наибольшую толщину коллекторов. [18]
Прогноз обводнения добываемой продукции и перемещения контуров нефтеносности ( фронта закачиваемой воды) представляет один из сложнейших вопросов нефтепромысловой геологии и теории разработки нефтяных месторождений. Рассмотренные в предыдущих разделах методы в комплексе являются эффективными средствами контроля за перемещением водонефтяного контакта, фронта нагнетания и контуров нефтеносности. Они позволяют достаточно надежно контролировать процессы разработки нефтяного месторождения. [19]
При данной расстановке инжекционных скважин перемещение контура нефтеносности определяется способом, изложенным выше. [20]
Указанные мероприятия способствуют регулированию скорости перемещения контура нефтеносности в однородном пласте при незначительном изменении физических свойств породы и жидкости по простиранию. Неоднородность продуктивных пластов по площади и по разрезу, резкое отличие вытесняемой и вытесняющей жидкости по вязкости и другим свойствам сильно усложняют процесс разработки и особенно процесс стягивания контура нефтеносности. При таких условиях для регулирования процесса эксплуатации неоднородных ( слоистых) пластов могут потребоваться дополнительные средства ( для интенсификации добычи на слабопроницаемых участках) и ограничение отборов на высокопроницаемых участках, поэтому экономическая целесообразность всех мероприятий станет, сомнительной, а цели - равномерное продвижение контурных вод и увеличение нефтеотдачи пласта - в конечном итоге останутся недостигнутыми. В этом случае полезно после обводнения зон с хорошей проницаемостью для интенсификации разработки эксплуатационные скважины этих зон использовать в качестве нагнетательных. Даже более того, в отдельных случаях в определенных местах обводненных зон следует пробурить дополнительные нагнетательные скважины и в процессе разработки произвести естественное разрезание пласта водяным потоком. [21]
 |
Схемы закрытых резервуаров. [22] |
Кроме этого, строят карты перемещения контуров нефтеносности и подсчитывают значение текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения. [23]
В промысловых условиях контроль за перемещением контуров нефтеносности осуществляется при помощи специальных контрольных скважин. В лабораторных условиях задача стягивания контура нефтеносности более или менее точно решается на электромоделях стационарного и нестационарного режима. [24]
На первой стадии разработки следует регулировать перемещение контура нефтеносности, добиваясь равномерного стягивания его к рядам эксплуатационных скважин. Неравномерное перемещение контура наблюдается обычно в асимметричных залежах и в неоднородных по физической характеристике пластах. Если асимметричность и неоднородность установлены до разбуривания залежи, по первым разведочным скважинам, то в проекте разработки может быть предусмотрена соответствующая расстановка скважин, которая обеспечит равномерное перемещение контура нефтеносности. [25]
В доэкспериментальный период разработки пласта Дх перемещение контуров нефтеносности происходило параллельно первоначальному и более или менее равномерно, без образования языков обводнения. [26]
В доэкспериментальный период разработки пласта fli перемещение контуров нефтеносности происходило параллельно первоначальному и более или менее равномерно, без образования языков обводнения. [27]
Все задачи, связанные с изучением перемещения контура нефтеносности для целого нефтяного месторождения, а не только вблизи самой скважины, Г. С. Салехов разбивает на две основные - прямую и обратную. Прямую задачу он называет задачей прослеживания продвижения контура нефтеносности. Целью прямой задачи является изучение закона стягивания контура нефтеносности по заданному характеру размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и режиму их работы. Обратную задачу он называет задачей управления продвижением контура нефтеносности. [28]
При использовании метода материального баланса для определения перемещения контуров нефтеносности в неоднородных пластах пласт следует разделить на отдельные участки, в пределах которых свойства мало изменяются. Границы же участков рекомендуется выбирать по линиям тока, построенным ортогонально изобарам. [29]
Установление времени эксплуатации залежи сводится к определению времени перемещения контура нефтеносности от его начального положения до последнего ряда скважин. [30]
Страницы: 1 2 3 4