Начальная площадь - нефтеносность
Cтраница 1
Начальная площадь нефтеносности ( площадь тга 6 внутри эллипса Ан) равна 628 га. [1]
Конечно, при столь большой начальной площади нефтеносности было бы недопустимо ограничиваться тремя скважинами для разработки залежи ( этим и объясняется громадный промежуток времени до начала обводнения центральной скважины), но рассмотренный пример был выбран с особой целью - выяснить характерные особенности стягивания овально вытянутого контура нефтеносности. [2]
 |
Проектная ( э и фактически реализованная ( б системы заводнения пласта А4 Покровского месторождения. [3] |
В частности, разница в оценках начальной площади нефтеносности изменялась по отношению к последней оценке в пределах от минус 2 2 % до плюс 19 1 % в связи с тем, что на восточном крыле, в зоне ухудшенных коллекторских свойств пласта, трудно установить положение начального контура нефтеносности. [4]
Водонефтяной контакт в различных блоках имеет разные отметки при общей начальной площади нефтеносности, равной 1995 га. Около 10 % площади принадлежит водонефтяной зоне. [5]
По годам разработки определяется плотность сетки скважин S путем деления начальной площади нефтеносности к общему числу скважин, пробуренных на объекте. Начальная площадь нефтеносности по залежам, разрабатываемым при законтурном заводнении или без поддержания пластового давления, принимается в пределах внешнего контура нефтеносности. [6]
На середину 1973 г. по семилукско-бурегской залежи заводнением охвачено 72 % начальной площади нефтеносности, в том числе 43 % заводнено полностью. На участке полного заводнения, расположенного за пределами текущего внешнего контура нефтеносности, все скважины отключены из эксплуатации ввиду достижения максимальной ( 95 - 97 %) обводненности добываемой продукции. [7]
Средняя проницаемость пласта 500 - 600 мдарси, пористость 24 %, начальное пластовое давление на начальном контуре нефтеносности 42 кГ / сж2, глубина залегания пласта 300 - 600 м, вязкость нефти в начальных пластовых условиях 23 спз. Начальная площадь нефтеносности 350 га; из них на крутопадающую ( под углом 50 - 80) часть залежи приходится примерно 70 га и на пологую террасу - 280 га. [8]
По годам разработки определяется плотность сетки скважин S путем деления начальной площади нефтеносности к общему числу скважин, пробуренных на объекте. Начальная площадь нефтеносности по залежам, разрабатываемым при законтурном заводнении или без поддержания пластового давления, принимается в пределах внешнего контура нефтеносности. [9]
Строго говоря, коэфициент отдачи будет зависеть от расстояний между скважинами в последнем ряду, так как размер остающихся при этом целиков нефти между скважинами будет различным. Но незначительный, как правило, размер оставшихся целиков по отношению к начальной площади нефтеносности не внесет особых изменений в коэфициент отдачи при различных расстояниях между скважинами. Кроме того применение специальных режимов эксплоатации последней группы скважин и форсированного отбора из них жидкости будет способствовать возможно более полному отбору нефти из пласта при различных расстояниях между скважинами. [10]
В этом случае, согласно сказанному выше, после одновременного пуска скважин в эксплуатацию точка Вх должна начать двигаться с меньшей скоростью, чем By, - контур нефтеносности стягивается вдоль короткой оси овала скорее, чем вдоль длинной. Кривые 1 - 3 изображают последовательные, построенные через равные интервалы времени, положения стягивающегося контура нефтеносности; кривая 3 соответствует моменту начала обводнения центральной скв. В этот момент область нефтеносности оказывается разбитой на два отдельных поля, причем обводнено 55 % начальной площади нефтеносности ( внутри контура Аи), т.е. площадь целиков нефти вокруг скв. Ан и АЗ ( внутри контура 3) составляет около половины начальной площади нефтеносности. [11]
Иногда нефтяные залежи обоих видов могут иметь конфигурацию оторочки, окаймляющей газовую шапку. Но рассматриваемую нефтегазовую залежь в этом случае можно отнести к первому виду, если отношение величин площадей каждого из контактов ( ВНК и ГНК) к площади нефтеносности залежи значительно менее единицы. Ко второму виду относятся залежи с нефтяной оторочкой, если в них площади каждого из контактов соизмеримы с начальной площадью нефтеносности. [12]
В этом случае, согласно сказанному выше, после одновременного пуска скважин в эксплуатацию точка Вх должна начать двигаться с меньшей скоростью, чем By, - контур нефтеносности стягивается вдоль короткой оси овала скорее, чем вдоль длинной. Кривые 1 - 3 изображают последовательные, построенные через равные интервалы времени, положения стягивающегося контура нефтеносности; кривая 3 соответствует моменту начала обводнения центральной скв. В этот момент область нефтеносности оказывается разбитой на два отдельных поля, причем обводнено 55 % начальной площади нефтеносности ( внутри контура Аи), т.е. площадь целиков нефти вокруг скв. Ан и АЗ ( внутри контура 3) составляет около половины начальной площади нефтеносности. [13]
Опытный участок расположен в центральной части Новоханзинской площади, приурочен к восточному склону структуры. На участке выделено три поля с разной плотностью сетки скважин. Поля условно названы южным, северным и восточным. Однако в некоторых работах под плотностью сетки скважин ( S) понимается отношение начальной площади нефтеносности ( F) к общему количеству скважин ( N), пробуренному на объекте, на определенную дату. [14]
Страницы: 1