Cтраница 3
В уже упоминавшейся работе [16] приводится очень интересный пример. В пласте Ланджионо Марино на глубине залегания 3059 м при эксплуатации скважины было установлено забойное давление 544 am, которое в 1 7 раза выше гидростатического. Указанный пласт выходит на поверхность в холмах около Салеомаджоре на отметках примерно на 60 м выше устья скважины. [31]
Сущность методики измерений состоит в следующем. В интересующий пласт закачивается водный раствор с известным А в. Затем проводятся измерения Япл в заранее выбранных точках против указанного пласта. Этот технологический цикл повторяется с закачкой водного раствора с другим Яв, а измерения АТШ проводятся в тех же точках пласта. Тщательная установка скважинного прибора производится по привязочной диаграмме ГМ с точностью около 5 см относительно первоначальной точки. При выборе объема жидкости, закачиваемой в пласт, необходимо руководствоваться следующими соображениями: радиус исследования ИНМ составляет - 45 см; для полной замены жидкости в пласте необходима прокачка примерно трех поровых объемов жидкости. [32]
Одной из проблемных задач является разработка объектов со слабопроницаемыми пластами. В ОАО Татнефть для Ромашкинского месторождения создан метод разработки на основе детализации строения указанных пластов по материалам лабораторного анализа кернов и применения комплекса технологий для воздействия на них. [33]
При этом коэффициент дренирования не изменяется во времени, а остается практически постоянным при неизменной системе разработки и условиях эксплуатации. Увеличение коэффициента дренирования пластов в этих условиях требует прежде всего изменения системы разработки и не только уплотнения сетки скважин, но и перехода на площадные системы заводнения, сообразуясь с размерами линз и зонами замещения коллекторов. Моделированием ( расчетами) во ВНИИ показано, что площадные системы заводнения при высокой расчлененности указанных пластов могут увеличивать коэффициент дренирования в 1 3 - 2 раза по сравнению с пятирядной блоковой системой, в зависимости от плотности сетки скважин, причем применение площадных систем заводнения вместо многорядных в большей мере повышает дренирование линзовидных, расчлененных, прерывистых пластов, чем просто уплотнение сетки скважин. [34]
Тампонирование глиной применяется для изоляции пластов в неглубоких скважинах при отсутствии больших водопритоков и осуществляется несколькими способами. Тампонирование заключается в доставке на забой приготовленных из глинистого теста шариков диаметром 5 - 6 см и последующей их трамбовке. При наличии на забое пласта глины минимальной мощностью 2 - 3 м тампонирование осуществляется задавли-ванием обсадной колонны в указанный пласт. [35]
В работе [101] отмечается, что при анализе результатов разработки многопластовых нефтяных месторождений одной сеткой скважин при заводнении рассматривались в основном текущие эксплуатационные характеристики - производительность, коэффициент продуктивности, долевое участие отдельных пластов по коэффициентам работающей толщины и др. Вопрос о влиянии совместной эксплуатации нескольких пластов на их текущую, безводную и конечную нефтеотдачу освещен слабо. Анализ совместной разработки пластов БСь БС2 - з и БС4 показал, что, несмотря на близость характеристик пластов, их совместная разработка снижает накопленную за безводный период добычу нефти - конечная нефтеотдача указанных пластов при совместной разработке, согласно расчетам, будет на 7 % ниже, чем при их раздельной самостоятельной разработке, что объясняется снижением коэффициентов охвата фильтрацией и заводнением. Бурение дополнительных скважин, направленное на разукрупнение эксплуатационных объектов и уплотнение сетки скважин на Усть-Балыкском месторождении, привело к более эффективной его разработке. [36]
Уже отмечалось, что вызывает сомнение высокая нефтеотдача - 93 5 % - по пласту XXII Октябрьского месторождения. В [45] такая высокая нефтеотдача объясняется исключительно благоприятными геолого-физическими условиями залежи. Однако ее условия не столь резко отличаются от других лучших залежей того же месторождения ( пласты XIII и XVI), чтобы получить нефтеотдачу на 14 - 18 % большую, чем по указанным пластам. Видимо, по этой залежи занижены геологические запасы. [37]
При приемистости дефекта цементного кольца более 2 1 м3 / ( ч МПа) возможно закачивание тампонажных растворов через интервал перфорации. При этом желательно использовать раствор на углеводородной основе. В случае перетока жидкости снизу и при расстоянии между нижними отверстиями перфорации продуктивного пласта и пластом - источником перетока более 4 м, РИР проводят через спецотверстия ( 2 - 5 отверстий), перфорируемые между указанными пластами. Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажные растворы закачивают через па-кер, устанавливаемый между интервалом перфорации продуктивного пласта и спецотверстиями. Последние перфорируют против плотных пород в кровельной части источника перетока. [38]
При приемистости дефекта цементного кольца более 2 1 мэ / ( ч - МПа) возможно закачивание тампонажных растворов через интервал перфорации. При этом желательно использовать раствор на углеводородной основе. В случае перетока жидкости снизу и при расстоянии между нижними отверстиями перфорации продуктивного пласта и пластом - источником перетока более 4 м, РИР проводят через спецотверстия ( 2 - 5 отверстий), перфорируемые между указанными пластами. Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажные растворы закачивают через па-кер, устанавливаемый между интервалом перфорации продуктивного пласта и спецотверстиями. Последние перфорируют против плотных пород в кровельной части источника перетока. [39]
Основные промышленно-нефтеносные пласты групп А и Б приурочены к терригенным отложениям валанжинско-аптского ярусов нижнего мела. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВю, БВ8, AB4 - s, АВ2 - з и ABi, представленные чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты часто содержат большое количество глинистого материала как в рассеянном состоянии, так и в виде отдельных прослоев и линзочек. Указанные пласты, в свою очередь, состоят из нескольких пачек и пропластков разделенных друг от друга небольшими по толщине глинистыми прослоями. Пласт БВ8 представлен слабосцементированными песчаниками с прослоями алевролитов и глинисто-из-вестковистых пород. [40]
На юго-востоке страны, в районе Вольфсберга залегают месторождения вязкого бурого угля с древесной структурой, а также с малым содержанием золы и смолы. На этом месторождении имеется три пласта. Указанные пласты не имеют распространения по всему месторождению и сильно нарушены. [41]
При обратном вытеснении гипана в начале этапа восстановление ее происходит более интенсивно. Конечное значение отношения К / ц составляет 32 % от величины его в конце / / этапа. Неполное восстановление проводимости в пластах, насыщенных нефтью и водопроводной водой, свидетельствует о том, что проницаемость пористой среды снижается не только за счет коагуляции гипана, но и за счет адсорбционного и механического удержания полимера в порах пласта. Керны из указанных пластов при погружении в минерализованную воду сохраняют свою внешнюю форму и со временем несколько упрочняются. При этом структурирование образца происходит не только по поверхностному слою, но и по всему объему. Таким образом, в среде начинается взаимодействие катионов Са2 и других металлов с полимером, оставшимся в порах пласта. [42]
Эти пласты вовлечены в разработку единичными самостоятельными скважинами или совместно с другими пластами при раздельной их эксплуатации. Всего из пластов извлечено в 1975 г. около 8 % всей добычи по месторождению. Средний дебит скважин составляет 45 т / сут. В настоящее время указанные пласты считаются возвратными объектами. [43]
В результате разбуривания и эксплуатации залежей нефти было установлено, что продуктивные пласты неоднородны. Так, в юго-восточной части выявлена обширная зона отсутствия коллекторов, что привело к пересмотру проектных уровней добычи нефти в сторону некоторого уменьшения вследствие снижения запасов нефти. Вместе с тем установлено, что применяемое оборудование для одновременной раздельной добычи нефти и закачки в пласт воды не обеспечивает необходимого регулирования: низкопродуктивные пласты BCs и БС8, имеющие около 27 % запасов по месторождению, разрабатываются недостаточно эффективно. В связи с этим для указанных пластов намечается создание самостоятельных сеток скважин и систем воздействия. [44]
В начале разработки закачивание воды отсутствует. Поэтому пластовые давления во всех пластах объекта снижаются. С началом закачивания вода в основном поступает в пласты с лучшими коллекторскими свойствами. При этом, благодаря меньшей потере давления при одинаковых расстояниях между скважинами, пластовое давление в указанных пластах повышается быстрее. В пластах с ухудшенными коллекторскими свойствами вблизи нагнетательных скважин имеются большие перепады давления. Поэтому происходит быстрое снижение приемистости в этих пластах. [45]