Нефтегазонасыщенный пласт

Cтраница 1

Нефтегазонасыщенные пласты при первичном вскрытии бурением кольматируются фильтратом бурового раствора, и этого не избежать, т.к. ствол скважины не обсажен колонной. При вторичном вскрытии перфорацией на репрессии давлений жидкостью, при которой производится перфорация, этого можно избежать, т.к. ствол скважины уже обсажен, и продуктивный горизонт перекрыт колонной. [1]

Многие процессы, протекающие в продуктивных нефтегазонасыщенных пластах, по физической природе более сложны, чем те, которые описаны в § 1 данной главы. [2]

В последние два-три десятилетия развитие методов-моделирования нефтегазонасыщенных пластов находится в тесной связи с развитием средств вычислительной техники. Начало моделирования процессов, протекающих в нефтяном пласте в ходе его разработки, положили электрические модели, в основе которых использован принцип аналогии законов гидравлики и электротехники. Существует три вида моделей: 1) электролитические; 2) потенциометрические; 3) аналоговые резистивно-емкостные. [3]

Вид исследования, применяемый для выделения нефтегазонасыщенных пластов в разрезе разведочной скважины и предусматривающий: непрерывное извлечение газа из промывочной жидкости, выходящей из скважины; определение общего содержания углеводородных газов и их покомпонентный анализ; привязку газопоказаний к разрезу скважины по данным о скорости проходки и расходе промывочной жидкости; геолого-промысловую интерпретацию полученной диаграммы ( сокр. [4]

Сопоставление точек Р / РП в - / ( с расчетными кривыми при фи сированных значениях К в %, равных 5 ( 7 и 40 ( 2. [5]

С - константа; рп - удельное электрическое сопротивлеш нефтегазонасыщенного пласта, обусловленное наличием тольк связанной воды и определяемое геофизическими методами. [6]

Горизонт II приурочен к акчагыльскому ярусу, где он объединяет от двух до шести - восьми нефтегазонасыщенных пластов, количество которых увеличивается с запада на восток. Горизонт продуктивен почти на всех тектонических блоках структуры. Приток газа из II горизонта получен и на восточном участке в скв. Однако дебит газа не был замерен. Скважина, пробуренная в осевой части структуры, вскрыла, видимо, небольшую газовую залежь, приуроченную к одному из наиболее повышенных тектонических блоков. Ее размеры 1 X 0 3 км, высота 40 м - Общие размеры продуктивной части II горизонта составляют 8 X 2 5 км. [7]

Чем больше объемы проникновения фильтратов в пласт, тем сильнее сказываются результаты физикохимических процессов взаимодействия пластовых флюидов и задавочных жидкостей с нефтегазонасыщенным пластом. С учетом малых размеров каналов фильтрации и громадной площади поверхности контакта изменяется характер и динамика проявления капиллярных и гидродинамических сил в ПЗС. Следствием этого является ухудшение технологических параметров работы скважин и призабойной зоны. Восстановление коллекторских характеристик пласта обычно не происходит и бывает возможным только путем проведения дорогостоящих работ по увеличению производительности скважин. [8]

Чем больше объемы проникновения фильтратов в пласт, тем сильнее сказываются результаты физикохимических процессов взаимодействия пластовых флюидов и задавочных жидкостей с нефтегазонасыщенным пластом. С учетом малых размеров каналов фильтрации и громадной площади поверхности контакта изменяется характер и динамика проявления капиллярных и гидродинамических сил в ПЗС. Восстановление коллекторских характеристик пласта обычно не происходит и бывает возможным только путем проведения дорогостоящих работ по увеличению производительности скважин. [9]

Чем больше объемы проникновения фильтратов в пласт, тем сильнее сказываются результаты физикохимических процессов взаимодействия пластовых флюидов и задавочных жидкостей с нефтегазонасыщенным пластом. Следствием этого является ухудшение технологических параметров работы скважин и призабойной зоны. Восстановление коллекторских характеристик пласга обычно не происходит и бывает возможным только путем проведения дорогостоящих работ по увеличению производительности скважин. [10]

После достаточно длительной выдержки скважины аномальное взаимодействие между флюидом и породой прекращается, тогда повторная перфорация позволяет сделать достоверное заключение о продуктивности нефтегазонасыщенного пласта, в частности получить из него приток. Поскольку требуемое время выдержки колеблется в очень широких пределах ( от нескольких часов до многих месяцев), В. С. Замахаев рекомендует в целях уменьшения ошибки при испытании пласта контролировать состояние его присква-жинной зоны достаточно длительное время и завершать испытания после ликвидации в этой зоне аномального взаимодействия между флюидом и породой. Данная рекомендация нуждается в тщательной проверке в промысловых условиях. [11]

Схема проведения электрокаротажа в эксплуатационной скважине. [12]

Обобщение по эффективности применения геофизических исследований в скважинах, бурившихся с промывкой раствором на безводной основе, показало, что его внедрение в нефтегазонасыщенные пласты, не содержащие подвижной пластовой воды, практически не изменяет электропроводность пластов по радиусу и во времени. [13]

К таким коллекторам можно отнести, например породы тюменской свиты на месторождении Красноленинского свода, приуроченные к толще ( 200 - 300 м) нефтегазонасыщенных пластов. При испытании пластов в обсаженных скважинах только на небольшой нижней части этажа нефтеносности получают устойчивые притоки нефти: дебиты скважин составляют до 210 т / сут, в ряде случаев - более. Результаты испытания верхних пластов в разрезе скважин не дают четкой картины распределения проницаемых участков по площади залежей. В то же время на изучение этих пластов приходится затрачивать большие материальные средства при их испытании в колонне. [14]

Важным элементом конструкции скважины является конструкция забоя, которая должна обеспечивать: механическую устойчивость призабойной части пласта; доступ к забою скважины спускаемого оборудования; эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтегазонасыщенными пластами; возможность избирательного вскрытия нефтегазонасыщенных пластов и изоляции водонасыщенных пропластков; возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные по толщине части монолитного пласта; возможность дренирования всей нефтегазонасыщенной толщины пласта. [15]

Страницы: 1 2