Cтраница 2
Накопленная добыча газа 6 на любую произвольную дату так или иначе должна быть известна по любой залежи с момента получения первого промышленного притока газа. При этом во избежание неточностей в расчетах необходимо ( особенно в процессе испытания скважин и на ранней стадии отбора газа из залежи) стремиться к наиболее тщательному учету добычи газа. [16]
Преимущество такого моделирования может проявиться в том, что линия Q ( 0 качественно одинаково изменяясь для любой залежи, несет в себе информацию о конечной отдаче пласта: монотонно возрастая во времени, выполаживаясь, стремится к конечному - насыщенному значению Q0, равному извлекаемым запасам. [17]
Преимущество такого моделирования может проявиться в том, что линия Q ( t), качественно одинаково изменяясь для любой залежи, несет в себе информацию о конечной отдаче пласта: монотонно возрастая во времени, выполаживаясь, стремится к конечному значению извлекаемых запасов Qo, равному извлекаемым запасам. [18]
Для решения этой проблемы предложена расчетная схема-модель неоднородного пласта [ 6 и др. ], по которой продуктивный пласт любой залежи представляется набором параллельно работающих призматических или конических трубок тока, ориентированных вдоль основного направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и ( если они есть) нагнетательных скважин. Размеры трубок данной системы ( их длина и поперечные сечения) и их основные параметры, в первую очередь проницаемость, берутся на основании конкретного геологического изучения рассматриваемой залежи или сходных с ней более освещен ных залежей с использованием методов математической статистики. При этом трубки, простирающиеся от начала до конца залежи, моделируют непрерывную часть пласта, а более короткие трубки - линзы и полулинзы соответстаукидаго размера. [19]
Уже неоднократно было отмечено, что использованные здесь уравнения разработки нефтяной залежи ( уравнения добычи нефти и жидкости) могут математически описать любую фактическую динамику технологических показателей любой залежи, разрабатываемой при закачке вытесняющего агента, обычно закачке воды. [20]
Так как вся используемая пластовая энергия заключена в растворенном в нефти газе, непрерывное расходование ее может происходить только при непрерывном падении пластового давления, а так как запас внутренней газовой энергии в любой залежи ограничен, давление сравнительно быстро падает до таких пределов, при которых дальнейшая эксплуатация скважин становится малоэффективной. [21]
Так как вся используемая пластовая энергия заключена в растворенном в нефти газе, непрерывное расходование ее может иметь место только при непрерывном падении пластового давления, а так как запас внутренней газовой энергии в любой залежи ограничен, давление сравнительно быстро падает до таких пределов, при которых дальнейшая эксплоатация скважин становится мало эффективной. [22]
Традиционный подход к проектированию разработки месторождений природного газа, который длительный период времени применялся на практике, провозглашал, согласно нормативам ( Государственной комиссии по запасам - ГКЗ), возможность практически полной добычи газа из любой залежи, с одной стороны, и целесообразность получения максимально возможного дебита по каждой скважине, с другой. [23]
Газовая съемка была разработана в 1930 году. Было замечено, что вокруг любой залежи образуется как бы легчайший туман - так называемый ореол рассеяния. Углеводородные газы по порам и трещинам пород проникают из глубин Земли к поверхности, при этом растет их концентрация в почвенных водах и верхних слоях породы. Взяв пробу грунта и почвенных вод, нефтеразведчик с помощью чувствительного газоанализатора устанавливает повышенное содержание углеводородных газов, что и является прямым указателем близкого местоположения залежи. [24]
Модификация метода щелочного заводнения, направленная на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадкообразования, по-видимому, имеет более широкую область применения. Метод может быть использован для повышения эффективности разработки любой залежи при заводнении. [25]
С теоретической ( научной) точки зрения наиболее существенным является то, что причина этого развала, появление иных значений многих технологических параметров лежит вне сферы нашего влияния. Она кроется в особенностях характеристики залежей, связанных с их внутренней структурой, с тем, что любая залежь имеет партиалитную структуру ( мезо -, макро - и метаструктуру), а каждый партиалит, сложенный породой-коллектором, имеет некоторое распределение значений фильтрационно-емкостных свойств ( ФЕС) в своем внутреннем пространстве, т.е. имеет некоторую микроструктуру. Эта зависимость полученных значений параметров функционирования, примененных в соответствии с утвержденным проектным документом технологических агрегатов, порождает крайне важную особенность ГТК в целом. Она состоит в том, что ГТК в значительной степени развивается независимо от прогнозов, проектных предписаний и действий, эволюционируя в соответствии с законами самоорганизации ГК ГТК, каждый раз реагируя на внешние воздействия не в соответствии с имеющимися сегодня теоретическими ( гидрогазодинамическими) представлениями. Рассмотрим этот вопрос несколько подробнее. [26]
Но геологические и геофизические методы поиска не всегда дают ответ на вопрос - есть в недрах залежь нефти или газа. Поэтому при поисковых работах рекомендуется комтексироватъ геолого-геофизические методы с геохимическими и гидрогеологическими. Вокруг любой залежи образуется ореол рассеяния за счет фильтрации и диффузии газов по порам и трещинам пород. Достигая поверхности Земли, углеводородные газы образуют в верхних слоях микроконцентрации. [27]
Функция n ( f) изменения количества добывающих скважин за время добычи газа уравнений внешнего описания системы (3.3) учитывается в связи запасы-пластовое давление неявно. Обычно добывающие скважины вводят в эксплуатацию постепенно, увеличивая эксплуатационный фонд и интенсивность его работы, чаще всего, - в первые три года с начала разработки. Поэтому практически для любой залежи среднеарифметическое или средневзвешенное начальное пластовое давление определяется по меньшему числу добывающих скважин, чем впоследствии. Отсюда и более низкая в этот период возможная точность осреднения пластового давления по газонасыщенному перовому объему, особенно для резко анизотропных или нарушенных пластов. [28]
Миграция УВ установлена даже через наиболее высококачественную покрышку. По данным П.Л. Антонова, Г.А. Гладышева и В.П. Козлова [1958], поток диффузии метана через галогенную покрышку из чисто метановой залежи равен 88 5 - 106 м3 / км2 за 1 млн. лет, а поток этана из этановой залежи - 175 - Ю6 м3 / км2 за 1 млн. лет. Эти данные говорят о том, что любая залежь должна разрушаться за третичное зремя даже при самых высоких изолирующих свойствах покрышки. Разрушение же газонефтяных залежей начинается с момента их формирования. [29]
Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии свободной поверхности. Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно. Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При Гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса. [30]