Начальное положение - водонефтяной контакт
Cтраница 1
Начальное положение водонефтяного контакта определяется по данным электрического каротажа ( КС) по мере разбуривания залежи. Для этого выбирают скважины, при исследовании которых на диаграммах КС четко отбивается граница вода - нефть. Для крупных месторождений платформенного типа, чтобы исключить случайные погрешности при установлении положения водонефтяного контакта, площадь залежи делят на квадраты, на каждом из которых должно располагаться не менее 10 - 15 скважин с ВНК, и по ним рассчитывают среднюю глубину ( абсолютную и относительную) его положения. [1]
Рассмотрим вопрос о начальном положении водонефтяного контакта. [2]
В качестве плоскости отсчета обычно избирают поверхность с отметкой начального положения водонефтяного контакта. [3]
К перечисленным факторам могут быть добавлены другие, а именно: влияние начального положения водонефтяного контакта ( ВНК), режим фильтрации ( стационарный или нестационарный, при нестационарном режиме может уменьшаться влияние послойной неоднородности по проницаемости), запроектированная изоляция полностью обводненных наиболее проницаемых обособленных нефтяных слоев и пластов, наконец, изначальное качество освоения и ввода в эксплуатацию слоев и пластов и качество последующей эксплуатации скважин. [4]
Для разных сечений в один и тот же момент значение k прямо пропорционально объему пласта, отмеренному от начального положения водонефтяного контакта до данного сечения в направлении фильтрации. Поэтому средняя нефтеотдача какого-либо участка определяется интегрированием первой кривой в пределах значений k, соответствующих крайним сечениям рассматриваемого участка. Для упрощения дальнейших вычислений находится заранее и вторая функция, по которой непосредственно и определяется нефтеотдача. [5]
 |
Модель неоднородного пласта, используемая в методике ТатНИПИ - нефти. [6] |
Для гидродинамических расчетов исходное распределение послойной проницаемости преобразуется в расчетное комплексное распределение, которое учитывает непоршневое вытеснение нефти водой, систему размещения скважин, влияние соотношения вязкостей нефти и воды и начальное положение водонефтяного контакта. [7]
Приведение пластовых давлений обычно производится при проектировании разработки и различных гидродинамических расчетах. При этом за условную поверхность принимают начальное положение водонефтяного контакта, к которому и приводят все-давления по скважинам. Такие же расчеты делают в дальнейшем по отношению к изменившемуся ( текущему) положению водонефтяного контакта. [8]
Для значительного упрощения расчетов целесообразно предположить, что расход жидкости через каждую трубку тока в каждый момент пропорционален средней проницаемости данной трубки, разумеется, при условии одинаковой геометрической формы и равенства давлений на концах трубок. Это условие, строго говоря, соблюдается лишь в самом начале процесса разработки при одинаковом начальном положении водонефтяного контакта по всем трубкам тока, но затем вследствие различной скорости перемещения водонефтяного контакта по трубкам разной проницаемости оно начинает нарушаться и вновь восстанавливается лишь к концу вытеснения нефти водой из всех трубок тока. [9]
Отбор нефти из ВНЗ производится низкими темпами - в 1 5 - 2 раза ниже, чем из чисто нефтяных зонах при интенсивном обводнении продукции скважин. Появление воды в продукции скважин с самого начала эксплуатации и их интенсивное обводнение обусловлены близостью забоев скважин к начальному положению водонефтяных контактов. [10]
На основе анализа работ показано, что выработка запасов ВНЗ происходит в 1 5 - 2 раза медленнее по сравнению с нефтенасыщенными участками. На таких зонах происходит быстрый прорыв воды в добывающие скважины. Водонефтяные факторы на скважинах ВНЗ оказываются в 2 - 3 раза выше, чем в первоначально чисто нефтяных участках. Появление воды в продукции с начала эксплуатации скважины и интенсивное их обводнение в дальнейшем обусловлены близостью забоев скважин к начальному положению водонефтяных контактов. [11]
Рассмотрим сопоставление данных радиометрии и электрометрии на примере Ромашкинского месторождения. На диаграммах бокового электрического зондирования горизонта Дг наиболее ясно отмечается подошва переходной зоны. Менее четко и не всегда однозначно выделяется ее кровля. По отдельным скважинам разрыв во времени между данными БЭВ и методами радиометрии ( РМ) составляет несколько лет. Однако в этих скважинах радиометрическими методами определено именно начальное положение водонефтяного контакта. Это подтверждается тем, что по геолого-промысловым данным водонефтяной контакт вертикально не перемещается. Отсутствие перемещения ВНК по многим скважинам установлено неоднократными измерениями методами радиометрии. [12]
Страницы: 1