Продвижение - контур - нефтеносность
Cтраница 2
Все отмеченные характерные случаи продвижения контуров нефтеносности и выявленные сложные формы искривления поверхности ВНК были установлены путем составления карты текущей поверхности с последующим тщательным анализом геологических профилей и состояния разработки различных участков месторождения. Полученные выводы давали возможность выравнивания движения вод путем приближения нагнетательных скважин к добывающим, бурения дополнительных добывающих скважин и осуществления других мероприятий, направленных на улучшение выработки запасов, что было особенно необходимо в условиях проводимого эксперимента. [16]
Таким образом, вследствие неравномерности продвижения контура нефтеносности в пласте образуются микроцелики ( линзы) нефти, представляющие собой небольшие скопления ее в одном или нескольких поровых каналах, окруженных водой. Если разность давлений в соответствующих точках по обе стороны микроцеликов не превышает капиллярного давления, то значительное количество нефти остается в пласте. [17]
Ба-влинского месторождения были выявлены особенности продвижения контуров нефтеносности, подъема ВНК, обоснована закономерность неравномерного продвижения и стягивания контуров нефтеносности, отсутствия при регулировании разработки катастрофических прорывов и языков обводнения. Эксперимент показал, что при законтурном заводнении хотя и происходит вытеснение значительных объемов нефти из водонефтяной зоны ( ВИЗ) в нефтяную зону ( НЗ), потери нефти в этой зоне из-за ее неразбуренности или разбуренности редкой сеткой скважин достаточно велики. Поэтому ВНЗ должна быть разбурена той же сеткой скважин, что и нефтяная зона. Причем, большая эффективность достигается при разбуривании этой зоны с самого начала разработки. [18]
Необходимо вести наблюдение за характером продвижения контура нефтеносности, так как выработка запасов нефти осуществляется только в тех зонах, в которых происходит продвижение фронта воды. Оно оказывается возможным лишь в более или менее однородных пластах. В неоднородных пластах обеспечить равномерное стягивание контура нефтеносности путем соблюдения соответствующих отбора жидкости и закачки воды крайне трудно. [19]
Для управления процессом разработки и регулированием продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за режимами эксплуатации каждой скважины и залежи в целом. [20]
Ввиду ограниченного числа скважин трудно определить скорость продвижения контура нефтеносности на различных участках залежи. На юго-востоке скорость его движения достигает 500 - 700 м / год, на северо-востоке залежи ( скв. В соответствии со скоростью движения контура нефтеносности различны срок водной эксплуатации и темп нарастания обводненности. [21]
Рассмотрим теперь карты градиентов давления по мере продвижения контура нефтеносности. На рис. 2 показана карта градиентов давления на момент времени, когда вода подошла к первому ряду эксплуатационных скважин. [22]
В то же время определение подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности в обводненных скважинах представляет наибольший интерес. В этих случаях в первую очередь необходимо выяснить причины поступления воды в скважину. [23]
Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регулирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитом нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей залежи в целом и по отдельным ее зонам. [24]
Следует разработать более эффективные методы по наблюдению за продвижением контуров нефтеносности ( внутреннего и внешнего) и регулированием их продвижения в целях более эффективного извлечения из недр нефти. [25]
В работах [81, 80, 87, 51, 54] получены зависимости для определения времени и скорости продвижения контура нефтеносности, а в работах [49, 20, 21, 22] основные интегро-дифференциальные уравнения движения границы раздела двух жидкостей с различной вязкостью и плотностью в пористой среде. [26]
Эта дополнительная вода ( A2) поступившая в залежь, обеспечивает продвижение контура нефтеносности, а следовательно, ее объем должен быть учтен при определении жидкости, добываемой из пласта. [27]
 |
Деформирование контура нефтеносности в процессе послойного движения нефти при вытеснении ее водой ( по В. н. щелка. [28] |
Разница в коэффициентах вязкости воды и нефти существенно влияет на время продвижения контура нефтеносности. [29]
В процессе экспериментальной разработки горизонта Hi Ба-влинского месторождения были выявлены особенности продвижения контуров нефтеносности, подъема ВНК, обоснована закономерность неравномерного продвижения и стягивания контуров нефтеносности, отсутствия при регулировании разработки катастрофических прорывов и языков обводнения. Эксперимент показал, что при законтурном заводнении хотя и происходит вытеснение значительных объемов нефти из водонефтяной зоны ( ВИЗ) в нефтяную зону ( НЗ), потери нефти в этой зоне из-за ее неразбуренности или разбуренности редкой сеткой скважин достаточно велики. Поэтому ВИЗ должна быть разбурена той же сеткой скважин, что и нефтяная зона. Причем, большая эффективность достигается при разбуривании этой зоны с самого начала разработки. [30]
Страницы: 1 2 3 4