Положение - интервал - перфорация
Cтраница 1
Положение интервала перфорации должно соответствовать геологопромысловой характеристике объекта освоения в скважине. Если объект в скважине полностью нефтенасыщен или газонасыщен, целесообразно перфорировать его на всю вскрытую мощность. Если скважина вскрыла объект в зоне ВНК ( ГВК), то нижние отверстия интервала перфорации должны быть выше контактов. Расстояние между нижними отверстиями интервала перфорации и уровнем ВНК ( ГВК) определяют в каждом конкретном случае исходя из особенностей геологического строения приконтактной части разреза, мощности нефте-газонасыщенной части, сроков разработки и др. Так, если в приконтактной части разреза имеются плотные, разделяющие нефтегазоносную и водоносную части прослои, можно перфорировать продуктивную часть до кровли этих прослоев, не боясь преждевременного подтягивания конуса подошвенной воды. [1]
Указанные факторы ( положение интервала перфорации, взаимодействие прослоев через скважину, соотношение начального градиента сдвига и градиента пластового давления) носят динамический характер, поскольку ГТК - система динамическая. Это означает, что ее структура и энергетические характеристики не постоянны как во времени, так и в пространстве. В ходе технологического процесса происходит непрерывное изменение ситуаций на отдельных скважинах, их группах и на ГТК в целом, что приводит к непрестанному изменению как структуры насыщения залежи, так и поля внутрипластовых транспортных потоков. [2]
Результаты решения М. М. Глоговского показывают, что положение интервала перфорации сравнительно мало влияет на величину дебита. [3]
Поскольку в последнем случае из-за разного по высоте положения интервалов перфорации относительно ВНК результаты его определения на разных участках залежи будут неравноточными, при вычислении вероят-нейшего значения ВНК все частные определения контакта надо брать с весами. [4]
В процессе разработки залежи контакты перемещаются, толщина нефтяного слоя уменьшается, поэтому положение интервала перфорации, установленное в начальной стадии эксплуатации, уже не будет оптимальным. Смещение интервала перфорации в сторону любого контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем при смещении его к ГНК снижение дебита больше, чем при смещении к ВНК. [5]
В комплекс включены замеры каверномером и локатором муфт до и после перфорации с целью уточнения положения интервала перфорации и акустическая цементометрия после перфорации для оценки возможных изменений в цементном камне. В наклонных эксплуатационных скважинах проводится сокращенный комплекс ГИС в открытом стволе. Исключаются методы индукционного и бокового каротажа, а из комплекса зондов БКЗ ( боковое каротажное зондирование) для замеров используются три малых зонда. [6]
В отличие от названных работ, в которых рассматривалось вскрытие пласта только сверху, М. М. Гло-говский [10] показал, что положение интервала перфорации незначительно влияет на дебит несовершенной по степени вскрытия скважины. В этой работе указывается, что одновременное существование на границах продуктивного разреза разрыва функции и ее производной значительно осложняет решение поставленной задачи, и точное ее решение приводит к бесконечной системе уравнений с неизвестными коэффициентами. Поэтому автор считает, что для получения приемлемых результатов можно ограничиться десятью уравнениями. В работах [1, 81] и др. было рассмотрено влияние анизотропии пласта при притоке в нем жидкости к несовершенным по степени вскрытия скважинам. Частным случаем решенных в [64, 81] задач при равенстве горизонтальной fer и вертикальной / св проницаемостей является приток к несовершенной скважине в изотропном пласте. Маскетом [41] и И. А. Чарным [81] методы, распространив их на скважины, несовершенные по степени и характеру вскрытия, для изучения влияния несовершенства и радиуса эксплуатационных и нагнетательных скважин на их производительность в условиях взаимодействия. [7]
На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта ( с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта. [8]
Из результатов численного моделирования процесса разработки известно, что в однородном анизотропном пласте с горизонтальной плоскопараллельной геометрией среды и контактов объем перетоков может изменяться в очень широких пределах в зависимости от положения интервалов перфорации. Совершенно очевидно, что при тех же условиях в расчлененном пласте с линзовидным размещением неколлекторов объем перетоков будет меньше. Объем перетоков еще уменьшится, если все неколлекторы разместить в виде выдержанных слоев. Уменьшение объема перетоков при линзовидном и послойном размещении непроницаемых пород связано с увеличением макроанизотропии среды. Наибольшее увеличение произойдет для среды с послойным размещением непроницаемых слоев, наименьшее - для однородной анизотропной среды. [9]
Если объектом исследований является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью обнаружения мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб. [10]
 |
Зависимость удельного дебита водонасыщенных пропластков от Lnc. [11] |
Таким образом, абсолютная величина глинистого раздела между нефтенасыщенными и водоносными интервалами может быть задана однозначно как, ограничение для проведения в скважине ГРП. Решение необходимо принимать для каждой скважины, исходя из общей толщины пласта, расчлененности разреза, положения интервала перфорации и предполагаемой технологии ГРП. Для уточнения предельных значений мощностей глинистого раздела необходимо проведение большего объема дополнительных исследований прочностных свойств пород. [12]
Для нефтегазовых залежей особый интерес представляет анализ величин газового фактора. Необходимо представить разбивку фонда добывающих скважин, расположенных в приконтурных и подгазовых частях залежи, по величине газового фактора и его изменению во времени, установить причины прорыва газа из газовой шапки, проанализировать реализуемые и наметить новые мероприятия по устранению негативных последствий прорывов газа в добывающие скважины, обратить особое внимание на работу барьерного ряда, режимы эксплуатации добывающих скважин подгазовой зоны, положение интервалов перфорации. [13]
 |
Изменение скорости осаждения частиц в зависимости от их диаметра. [14] |
Плотность перфорации связывается также с проницаемостью пласта, состоящего из двух пропластков. Принцип перераспределения дебита в интервале перфорации для изотропных пластов должен быть увязан с производительностью скважин и несовершенством по степени их вскрытия. Согласно [10], в изотропном пласте положение интервала перфорации практически не влияет на производительность скважины. Этот вывод, являясь достоверным, косвенно подтверждает возможность неравномерной перфорации газовых скважин с целью увеличения интенсивности притока газа из нижней части интервала перфорации. Практическое осуществление неравномерной перфорации несколько сложнее, если исходить из того, что при торпедной или кумулятивной перфорации наличие двух и более отверстий на 1 погонный метр мощности практически обеспечивает больше половины дебита из данного участка, а значительное увеличение отверстий в нижней части пласта почти не увеличит интенсивность притока газа из этой области. [15]
Страницы: 1 2