Cтраница 3
Положение контура нефтеносности в момент начала обводнения галереи можно определить так: подставим в формулу ( XI. [31]
В главе I отмечалось, что проведение линий разрезания вдоль контуров нефтеносности, установленных по данным редкой сетки разведочных скважин, себя не оправдывает. После эксплуатационного разбуривания положение контуров нефтеносности существенно изменяется, а линии разрезания оказываются расположенными по отношению к ним нерационально. К тому же этот принцип обычно приводит к выделению неоправданно сложных по конфигурации площадей, что усугубляет трудность регулирования процесса разработки на смежных участках линий разрезания. [32]
Затем по формуле (7.11) вычисляется отношение добычи нефти к расходу воды, а по формулам 7.5) и (7.9) - изменение объема внутри перемещающегося контура нефтеносности. По формуле (7.1) рассчитывается количество добытой нефти, соответствующее положению контура нефтеносности. [33]
Затем по формуле (7.11) вычисляется отношение добычи нефти к расходу воды, а по формулам (7.5) и (7.9) - изменение объема внутри перемещающегося контура нефтеносности. По формуле (7.1) рассчитывается количество добытой нефти, соответствующее положению контура нефтеносности. [34]
В процессе разработки нефтяных месторождений, как правило, первоначально запроектированная система разработки претерпевает на определенных этапах более или менее значительные изменения. Эти изменения могут быть вызваны как геологическими причинами ( уточнение строения залежи, положения контуров нефтеносности, параметров коллекторов и флюидов), так и необходимостью поддержания уровня добычи нефти на более продолжительный период. [35]
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. [36]
Основным контрольным критерием технологического режима эксплуатации является характер распределения давлений до пласту и его величина. Поэтому совершенно необходимо при установлении или очередном пересмотре технологического режима по отдельным скважинам руководствоваться картой изобар и положением контуров нефтеносности. [37]
Технологическая схема разработки прежде всего включает геологическую часть, в которой подробно описывается: 1) орогидро-графия и геоморфология; 2) история геологического изучения района; 3) литолого-стратиграфическое описание разреза; 4) тектоническое строение площади; 5) нефте-газоносность разреза; 6) водоносность. Следующая часть - геологопромысловая характеристика пласта - освещает следующее: 1) обоснование границ пласта, обоснование ВНК, ГВК, ГНК, положение контуров нефтеносности, эффективные и нефтенасыщенные мощности; 2) кол-лекторские свойства пласта: гранулометрия, пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность по комплексу различных методов; 3) свойства флюидов в пластовых условиях; 4) неоднородность пластов; 5) энергетическую характеристику залежей; 6) запасы нефти и газа. [38]
Так как разработка нескольких пластов единой сеткой скважин приводит к значительной экономии капитальных вложений, то при вводе в разработку многопластовых месторождений Прикумского района рассматривался вопрос о возможности совместной эксплуатации VIII и IX пластов единой сеткой скважин. Как известно [64], необходимыми требованиями для объединения пластов в один эксплуатационный объект являются: однотипность нефтей по качеству; сходство литолого-физических свойств продуктивных пластов, мощности, проницаемости, пористости; одинаковые режимы дренирования и положения контуров нефтеносности; примерно одинаковые начальные и текущие приведенные пластовые давления и их изменения от суммарных отборов; равные дебиты нефти при одинаковых перепадах давлений; незначительная разница в глубине залегания объединяемых пластов. [39]
На рис. 198 кривые 1 - 15 изображают последовательные положения стягивающегося контура нефтеносности через равные промежутки времени для случая, когда равнодебитные скважины расположены симметрично по отношению к начальному контуру Аи, имеющему круговую форму. Пунктиром намечены траектории семейства ( 8, XXI); около них поставлены соответствующие значения параметра CQ. Кривая 4 соответствует положению контура нефтеносности в момент обводнения скважин, когда частицы жидкости на контуре нефтеносности, движущиеся быстрее всего по главным линиям тока, достигают скважин, образовав языки обводнения. [40]
С целью поддержания пластового давления на заданном уровне в пласт закачивается большое количество воды. Часто закачка воды осуществляется не только в законтурную, но и во внутриконтурную части пласта. Большое количество закачиваемой в пласт воды существенно влияет на положение контура нефтеносности, иногда приводит к образованно яеыков обводнения, что существенно понижает суточную добычу нефти и нефтеотдачу пласта в целом. В связи с этим, учитывая проницаемость вскрытого скважиной участка пласта, для каждой нагнетательной скважины устанавливается оптимальный расход закачиваемой в пласт жидкости. В процессе эксплуатации нефтяного пласта установленный расход может корректироваться, предотвращая образование яеыков обводнения. [41]
При подсчете запасов в 1991 г. для разделения коллекторов на нефтенасыщенные и водонасыщенные и определения положения ВНК были использованы кондиционные значения по нефтенасы-щенности, а также критические значения удельного сопротивления пластов. В табл. 2.1 данные о диапазонах изменения и средних значениях абсолютных отметок ВНК приведены по всем продуктивным горизонтам. Более детальное рассмотрение особенностей положения ВНК и положения контуров нефтеносности дано при геологической характеристике выделенных залежей. [42]
Все горизонты КС имеют режим растворенного газа. За исключением IKC, все они имеют близкое расположение контуров нефтеносности. Дебиты скважин близки и пластовые давления различных подсвит в процессе разработки стали мало различаться. В связи с отличным положением контура нефтеносности по IKC последний был выделен в самостоятельный объект без укрупнения со смежной под-свитой. [43]
Это обусловлено тем, что контур нагнетаемой воды достиг большинства скважин, наиболее удаленных от начального контура нефтеносности. К этому времени чисто нефтяной осталась неразбуренная часть залежи, заключенная между текущим контуром нефтеносности и ее южной границей. Естественно, что в этих условиях скорость продвижения контура сведена к минимуму. Подтверждением служит участок залежи, где расположена скв. Хотя положение контуров нефтеносности ( см. рис. 10) в некоторой степени условно, они в общем случае свидетельствуют о том, что в последние годы разработка залежи осуществлялась за счет выработки запасов из заводненной зоны. [44]
Основным по форме и по существу становится внутриконтурное заводнение. Построение всей системы разработки идет от центра к периферии - от известного и надежного к неизвестному и рискованному. Осуществляется опережающее бурение нагнетательных рядов и с их помощью ведется доразведка периферийной области. При этом уменьшаются потери запасов нефти из-за оттоков во внешнюю водоносную область, уменьшается число неудачных скважин, которые были запроектированы добывающими, а оказались в водоносной области. Особенно большая неточность определения местоположения контуров нефтеносности ( 0 5 км и более) наблюдается на месторождениях с пологими, почти горизонтальными пластами. При этом положение контуров нефтеносности сильно зависит от локальных поднятий и прогибов, которые, однако, плохо фиксируются редкой сеткой разведочных скважин. [45]