Cтраница 2
По мнению института КраснодарНИПИнефть, в снижении добычи нефти еще играет роль следующий фактор. Большинство скважин, введенных в эксплуатацию применением ПТОС из числа ликвидированных, расположено в южной зоне установившегося уровня жидкости. Поскольку эта часть залежи не эксплуатировалась в течение 15 - 17 лет, то за счет гравитационного перераспределения на уровне пластовой воды накопился равномерный-слой нефти. При закачке пара пластовая система разогревается, в результате чего значительно снижается вязкость нефти. Это обеспечивает получение высоких дебитов нефти в первые дни после ПТОС. По мере остывания лризабойной зоны подвижность нефти снижается, что приводит к уменьшению дебита скважин по нефти и увеличению процентного содержания ВОДЫ. [16]
При моделировании валанжинских отложений были использованы физические свойства пласта БУ10 - ц Уренгойского газоконденсатного месторождения. Пластовое давление в нем выше, чем в рассмотренных ранее математических экспериментах Рпл. Залежь многообъектная и отличается наличием нефтяной оторочки. Проницаемость продуктивных пропластков в 2 8 раза ниже проницаемости пласта Штокмановского и в 15 6 раза ниже проницаемости сеноманских отложений. Сравнительно низкая проницаемость пласта БУщ-п обусловливает необходимость создания - больших депрессий для получения высоких дебитов. Высокий дебит скважины существенно зависит не только от проницаемости и депрессии на пласт, но и от длины горизонтального ствола. При сравнительно небольших длинах ствола де-биты горизонтальных скважин становятся незначительными, и поэтому продолжительность разработки резко увеличивается. Такая продолжительность сводит на нет целесообразность применения горизонтальных скважин при освоении газовых и газоконденсатных месторождений. Однако при решении данной проблемы были рассмотрены различные длины горизонтального ствола. [17]