Cтраница 3
Середина продольных скважин или вертикальных трещин должна совпадать в этом случае с отмеченной точкой в табл. 6 местоположением вертикальных скважин. Очевидно, указанное соотношение между длиной трещины и площадью дренирования достоверно и для продольных скважин, поскольку за промежуток времени до ti hz / 4Kz влиянием границ пласта можно пренебречь. [31]
При подсчете запаса газа для определенного промысла или площади следует учесть, что количество газа, которое можно отобрать на данном участке эксплуатационными скважинами, имеет большую ценность, чем извлекаемый запас газа, первоначально залегавший в недрах рассматриваемой территории. В пластах с волюметрическим режимом, где в каждой площади дренирования скважины сохраняется один и тот же извлекаемый запас газа, суммарная газоотдача с единичных площадей будет одинаковой при условии, что все скважины будут работать с аналогичными дебитами. С другой стороны, если скважины эксплуатируют с равными дебитами на площадях, в недрах которых запас газа изменчив, например в формациях с неоднородной эффективной мощностью, то начальный резерв газа на участке с более мощной формацией будет меньше начального извлекаемого запаса газа, залегающего в недрах этого участка. [32]
Последний регулирует процесс вытеснения нефти из пористой среды на площади непосредственного дренирования пласта эксплуатационными скважинами. Многие черты режима неполного замещения нефти водой характерны для пластов с расширением газовой шапки и гравитационным дренированием. К ним относятся вторичное насыщение площади с местным истощением, в результате движения массы нефти из других участков пласта, сокращение продуктивной площади, низкое остаточное нефтена-сыщение и зависимость падения пластового давления от эксплуатационных отборов. Однако в противоположность системам с гравитационным дренированием, где давление по необходимости падает с увеличением чистых отборов нефти, затопление водой пластов с неполным замещением отобранной нефти непрерывно снижает объем продуктивного коллектора, и темп его обводнения может подняться до таких значений, что полностью приостановит падение пластового давления. [33]
Аналогичные соображения для замкнутых радиальных систем указывают, что конечное распределение в них насыщения зависит от радиального расстояния, выраженного отношением к максимальному радиусу, и что насыщение у внешнего замкнутого контура не зависит от радиуса питания. Это налагает условие получения суммарной добычи на единицу площади независимо от площади дренирования на скважину. Нельзя считать, что доказательство этого вывода не нуждается в дальнейшем подкреплении анализом. Однако нет оснований сомневаться в справедливости этого положения, так как теоретическое доказательство, его опровергающее, отсутствует. [34]
Между такими элементами наблюдается неоднородность по средней проницаемости ( или удельной продуктивности) и по площади дренирования. Неоднородность по проницаемости создана природой в период образования породы-коллектора, а неоднородность по площади дренирования возникает в результате действия многих субъективных и объективных причин: при проектировании неравномерных сеток размещения скважин; вследствие отклонения фактического местоположения забоев скважин от проектного; вследствие хаотического расположения относительно забоев скважин крупных включений непроницаемой породы, различного рода непроницаемых экранов и границ нефтеносности. Отмеченные два вида зональной неоднородности образуют неоднородность элементов нефтяной залежи по времени разработки - по времени отбора подвижных запасов нефти. [35]
Эксплуатируемые пласты ( слои) обладают зональной неоднородностью, т.е. они по площади распространения состоят из одинаковых зон различной проницаемости, причем распределение ( разброс) значений проницаемости по зонам представляет собой полный хаос. Сами зоны - одинаковые, квадратные, и площадь отдельной зоны сравнима с площадью дренирования одной скважины, а для простоты принимается, что они точно равны. [36]
Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими. [37]
В зонах развития прерывистых и расчлененных коллекторов сетка скважин сгущается с учетом плотности запасов. В более выдержанных по площади и разрезу коллекторах оптимальная плотность сетки скважин обосновывается с учетом площади дренирования и темпа выработки запасов. Для более равномерного охвата пласта воздействием, закачку рабочего агента предлагается формировать в зонах с пониженной проницаемостью. [38]
Выбор технологической схемы гидроразрыва определяется характером разреза пласта, техническими условиями и экономической целесообразностью. Для получения наибольшего эффекта от ГРП необходимо создавать трещины большой протяженности, чтобы достичь зоны пониженной проницаемости и увеличить площадь дренирования пласта. Однако в большинстве случаев образование таких трещин резко увеличивает затраты на проведение операции. [39]
Для определения постоянной величины в уравнении ( 7) уравнение ( 6) было решено для различных значений постоянной, пока распределение насыщения остаточной нефти, осредненное по всей площади до гк, не стало соответствовать заданной средней добыче нефти, полученной из общего решения для процесса истощения энергии растворенного газа. Средняя добыча для расстояний между скважинами меныпе соответствующего гк рассматривалась как средняя для различных радиальных расстояний, определяемых из основного распределения насыщения, вычисленного для начального радиуса площади дренирования гк. [40]
За исключением приведенного расчета линейной системы, до сих пор не известен расчет кривых зависимости падения дебита нефти во времени для систем с газовой энергией, основывающийся на уравнении 4.7 ( 1), где принимается во внимание радиус площади дренирования эксплуатационной скважины, связанный с наличием и интерференцией соседних скважин; поэтому приходится прибегать к приближенным расчетам, имеющим относительную точность. [41]
Анализируя карту изобар, бригада пришла к заключению о взаимовлиянии между скважинами при расстоянии 250 м, начинающемся на второй и третий годы их эксплоатации. Такое же явление было установлено на основе карты условных площадей извлеченной нефти, на которой во многих случаях эти площади ( на 1 / Х 1940 г.) перекрываются или близко подходят друг к другу. Расчет площадей дренирования, произведенный по расходу газа на количество добытой нефти, показал, что расстояния между скважинами в 250 м недостаточны и могут быть увеличены. [42]
Вариант удельных запасов используется в двух модификациях - с помощью изолиний и многоугольников. В первом случае подсчитывают удельные запасы нефти, приходящейся на единицу площади в районе каждой скважины, с последующим изображением содержания запасе нефти по площади залежи в виде изолиний. Во втором случае находят удельные запасы, приходящиеся на площадь дренирования каждой скважины, изображаемую в виде многоугольников. [43]
Большинство ГС за рубежом имеют длины, равные 500 - 1 000 м, пробурены они в зонах 5 - 20-метровой толщины пласта. Теоретически, чем больше длина ГС, тем выше продуктивность и, возможно, площадь дренирования. Может оказаться, что продуктивная длина ГС меньше пробуренной. [44]
Практически эти линии скривлены, подобно линии, обозначенной как действительная на рис. XXVII. Это происходит вследствие того, что условия в скважине неустановившиеся, а сама движущаяся система не гомогенна. Помимо этого, интервалы временя при измерении перепадов давления не всегда достаточны для достижения площади дренирования того же радиуса. Данные о коэффициентах продуктивности для нефонтанирующих скважин обычно более близко соответствуют прямолинейной зависимости, чем данные для фонтанирующих скважин. [45]