Период - безводная эксплуатация - скважина
Cтраница 2
Следовательно, К показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. Коэффициент песчанистости является хорошим носителем информации еще по следующим соображениям: он связан корреляционными зависимостями со многими другими геолого-физическими параметрами и характеристиками эксплуатационных объектов: расчлененностью, прерывистостью пластов по площади, литологической их связанностью по разрезу и др.; значения этого показателя влияют па основные технико-экономические показатели разработки ( например, чем больше Кг, тем меньше текущая обводненность при прочих равных условиях, меньше водонефтяной фактор, продолжительнее период безводной эксплуатации скважин, выше коэффициент нефтеизвлечения); его можно достаточно надежно определить по сравнительно небольшому числу пробуренных скважин. [16]
Особенно быстро обводняются эксплуатационные скважины при добыче аномально-вязких нефтей. Например, интенсивно обводняются скважины на Арланском месторождении, нефти которого в пластовых условиях имеют неньютоновские свойства. Так, на Новохазинской площади период безводной эксплуатации скважин не превышает 3 % всего времени их работы. За время безводной эксплуатации скважина дает всего около четверти количества всей добытой из нее нефти. [17]
 |
Изменение hon в за. [18] |
Очевидно, что при подъеме контакта газ - вода до интервала вскрытия безводный дебит скважины стремится к нулю. Причем суммарный объем добычи газа в период безводной эксплуатации скважины при незначительном вскрытии пласта ( вернее, при вскрытии от нуля до оптимального значения вскрытия) значительно превышает отбор газа при вскрытиях, превышающих его оптимальную величину. [19]
Впервые силикатная ванна указанного состава была применена в скв. Восточно-Лениногорской площади в 1971 г. В настоящее время силикатные ванны устанавливают во всех скважинах, вскрывающих водоносные пласты на месторождениях Татарии. Высокое качество разобщения пластов при установке силикатных ванн позволило увеличить период безводной эксплуатации скважин и значительно замедлить процесс их обводнения. [20]
Система предусматривает обеспечение отбора нефти из нефтегазовой залежи ( с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа, соответствующих темпам снижения давления в нефтяной части залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. [21]
Таким образом, в случае зональной неоднородности по площади продуктивного пласта дренирование зон с худшими коллекторскими свойствами продлевает период безводной эксплуатации скважин. [22]
 |
Положения текущей границы раздела газ - вода на разные даты для вариантов I ( а, Ц ( б н III ( в. [23] |
Таким образом, в случае зональной неоднородности по площади продуктивного пласта дренирование зон с худшими коллекторскими свойствами продлевает период безводной эксплуатации скважин. Однако в этом случае быстрее падают во времени забойные и устьевые давления. [24]
Страницы: 1 2