Подъем - контакт
Cтраница 3
Для характеристики заводнения пластов непосредственно в нагнетательном ряду скважины на рис. 79 показаны результаты бурения промежуточных нагнетательных скважин. Как видно из рис. 79, подъем контакта по нижним пластам отмечен только в скв. [31]
 |
Зависимость коэффициента охвата пласта заводнением Во от безразмерного параметра. [32] |
Влияние гравитации на процесс вытеснения газа водой проявляется следующим образом. Гидростатический перепад давления ДуЛ, непрерывно возрастающий по мере подъема контакта газ - вода, тормозит обводнение пласта. Более интенсивный, чем в горизонтальном пласте, вынос газа из обводненной зоны сказывается на фильтрационных сопротивлениях. По этой причине скорость продвижения фронта воды при постоянном темпе снижения давления на линии отбора не стабилизируется, как в горизонтальном пласге, а непрерывно возрастает, но по абсолютным величинам остается ниже, чем в горизонтальном пласте. [33]
Гидростатический перепад давления ДуЛ, непрерывно возрастающий по мере подъема контакта газ - вода, тормозит обводнение пласта. Сегрегация фаз в обводненной зоне существенно изменяет механизм фильтрации. Всплывание газа в диапазоне малых со и яа принимает форму отдельных выбросов, приуроченных к моменту Ду / г Арс, когда происходит преодоление порового капиллярного давления. Более интенсивный, чем в горизонтальном пласте, вынос газа из обводненной зоны сказывается на фильтрационных сопротивлениях. По этой причине скорость продвижения фронта воды при ла const не стабилизируется, как в горизонтальном пласте, а непрерывно возрастает, но по абсолютной величине остается ниже, чем в горизонтальном пласте. [34]
 |
Электромагнитное реле переменного тока без самовозврата. [35] |
Реле обладает высоким коэффициентом возврата, так как имеет достаточно большой конечный зазор и небольшой ход якоря. При опускании контакта 9 уменьшается ход якоря, при подъеме контакта 11 увеличивается конечный зазор. [36]
 |
Изменение первоначального. оптимального вскрытия пласта при подъеме контакта газ - вода в процессе разработки. [37] |
Несоответствие зависимости Qnp от рпл ( см. рис. 43, кривая 2) оптимальному вскрытию связано с тем, что в данном примере первоначальное оптимальное вскрытие принято постоянным. Поэтому вполне естественно, что в процессе разработки по мере подъема контакта газ - вода установленное для начальных условий оптимальное вскрытие Авс в дальнейшем с уменьшением Н ( t) также уменьшается. Расчеты, проведенные для определения Н ( t) до полного извлечения газа при подвижном контакте газ - вода, показывают, что через некоторое время принятое в начале разработки оптимальное вскрытие пласта оказывается уже в обводненной зоне, и поэтому безводный дебит скважины превращается в нуль. [38]
Дальнейшее снижение вертикальной проницаемости пласта приводит к дополнительному снижению пр, но в отличие от кривых 2 и 3 темп его снижения замедляется. В результате этого конечный участок кривой 4 близок к кривой 1, подтверждая этим, что подъем контакта газ - вода весьма незначителен. Совместное рассмотрение кривой 4 и кривой 2 ( см. рис. 53) показывает, что при низкой вертикальной проницаемости пласта подъем контакта весьма затруднен, и поэтому степень вскрытия должна быть несколько большей, чем в изотропных пластах. При этом опасность обводнения скважин, при допустимых депрессиях, не столь велика, как в изотропных пластах. Поэтому одним из основных требований к комплексу промысловых и лабораторных исследований является необходимость определения вертикальной проницаемости пласта. При известном значении вертикальной проницаемости вопрос о правильном вскрытии таких пластов, согласно изложенной методике, можно решить достаточно надежно. [39]
В целом при сравнительно равномерном расположении скважин по площади и пропорциональном отборе газа в соответствии с дренируемыми запасами, а также при хороших коллекторских свойствах пласта равномерное распределение пластового давления и плоскопараллельный подъем контакта газ - вода наиболее вероятен. Для приближенных расчетов, даже при сравнительно неравномерном распределении пластового давления для части скважин на месторождении принятие подъема контакта газ - вода плоскопараллельным приемлемо. [40]
Методы электрометрии до обсадки этих скважин колонной позволяют не только наиболее достоверно определить положение водонефтяного контакта, но и получить сведения об остаточной нефтенасыщенности в промытой части продуктивного пласта. Выбор скважин для систематических измерений с целью определения водонефтяного контакта зависит от имеющихся геолого-промысловых сведений об особенностях и интенсивности подъема контакта и перемещения контуров нефтеносности. По тем скважинам, в районе расположения которых наблюдается интенсивный подъем водонефтяного контакта, систематические замеры должны проводиться не реже чем через два-три месяца, а в остальных скважинах - не реже одного-двух раз в год. [41]
На отдельных участках залежи для достижения соответствия между модельными и промысловыми данными о перемещении ГНК ( при подъеме контакта) приходится моделировать утечку газа и газовой шапки. Корректировкой интервала времени и темпа утечки газа из газовой шапки по данным о перемещении ГНК, когда утечка уже фиксировалась по подъему контакта, лутем решения задачи по вариантам оценивается суммарный нерегулируемый переток газа в вышележащие отложения через аварийные ( негерметичные) скважины. [42]
Следует сказать, что ГС могут использоваться на любой стадии разработки различных по типу и условиям залегания залежей нефти. При этом горизонтальное расположение позволяет увеличить норму отбора нефти при явлениях конусообразования, последнее преобразуется в некое валообразование с менее жесткими требованиями по критической скорости подъема водонеф-тяного контакта. При проводке ГС увеличивается вероятность пересечения естественных вертикальных трещин в продуктивном пласте. [43]
Полученные по формулам ( VII. Высота подъема контакта газ - - вода учитывается путем изменения параметров, входящих в расчетные формулы. [44]
При наличии искусственной перегородки и подвижном контакте газ - вода Qnp определяется следующим образом. По формуле ( 162) находятся объем газоносной части залежи, коэффициент А0 и H ( t) для рассматриваемого отрезка времени. Текущее пластовое давление при подъеме контакта газ - вода определяется из уравнения материального баланса. [45]
Страницы: 1 2 3 4