Cтраница 1
Проектирование разработки нефтяных залежей, приуроченных к пористо-трещиноватым карбонатным коллекторам, в которых трещинная проницаемость равна или несколько выше поровой, можно также осуществлять методами, созданными для пористых терригенных коллекторов, но с обязательным учетом трещинной проницаемости. [1]
Проектирование разработки нефтяных залежей заключается в подборе такого варианта, который удовлетворял бы предъявленным выше требованиям. [2]
При проектировании разработки нефтяных залежей и месторождений обязательно должна проводиться всесторонняя комплексная оптимизация, охватывающая колоссальное число расчетных вариантов разработки. Чтобы значительно уменьшить число расчетных вариантов, надо упорядочить оптимизацию: сначала выбрать геометрию сетки скважин, затем определить схему заводнения и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, определить забойные давления нагнетательных и добывающих скважин и тем самым установить амплитудный дебит на одну скважину проектной сетки, а после этого определить рациональное общее число скважин проектной сетки, т.е. определить рациональную плотность этой сетки скважин, и определить рациональную предельную максимальную долю агента в дебите добывающей скважины. [3]
При проектировании разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами обязательно надо учитывать существенные черты геологического строения нефтяных пластов, в том числе ошибки прогнозирования глубины залегания пластов и слоев, определять возможные отрицательные эффекты, соизмерять их с ожидаемыми положительными эффектами и принимать всесторонне обоснованное решение. [4]
При проектировании разработки нефтяных залежей, бывает, возникает потребность в стабилизации добычи нефти. Лучше, если промедление в росте добычи нефти связано с промедлением в осуществлении капитальных затрат - с замедлением темпа бурения скважин и ввода залежи в разработку. [5]
При проектировании разработки нефтяных залежей с обширной водонефтяной зоной необходимо определить границы и размеры ВНЗ, раздельно оценить запасы нефти в нефтяной и водонефтяной частях пласта, оценить степень гидродинамической сообщаемое нефтяной залежи: законтурной водонапорной системой и выявить, к какому типу относится данная залежь. [6]
При проектировании разработки нефтяных залежей применяют современные, достаточно мощные электронно-вычислительные машины ( ЭВМ), персональные электронно-вычислительные машины ( ПЭВМ) и математические модели, запрограммированные для этих ЭВМ и ПЭВМ. Эти математические модели должны обладать контролируемой удовлетворительной точностью в реальных жизненных обстоятельствах дефицита исходной информации. Этот дефицит информации постоянно присущ проектированию и осуществлению разработки нефтяных залежей. У него есть объективные причины: нефтяные залежи находятся на большой глубине в несколько сот и тысяч метров, отделены от нас огромной толщей пород и недоступны прямому визуальному наблюдению; для их познания с привычной общепромышленной точностью надо пробурить скважин во много раз больше, чем их пока бурят для промышленной разработки залежей, что совершенно недопустимо с экономической точки зрения. Дефицит информации бывает особенно велик на первом этапе проектирования. [7]
При проектировании разработки нефтяных залежей последовательно выбирают: сначала геометрию сетки скважин, затем схему размещения нагнатетельных среди добывающих и, наконец, плотность сетки скважин - удельную площадь или удельные запасы нефти на одну проектную скважину. [8]
Поэтому при проектировании разработки нефтяных залежей и месторождений обеспечивают 90 % - ную надежность. [9]
На начальных этапах проектирования разработки нефтяных залежей ( пока не пробурены проектные скважины) основным остается вероятное знание; поэтому отказ от использования этого знания и замена его детерминированным незнанием ( что обычно бывает при применении многих детерминированных математических моделей) ничего хорошего не дают. [10]
Довольно часто при проектировании разработки нефтяных залежей учитывается неоднородность пласта только по проницаемости. [11]
Итак, при проектировании разработки нефтяных залежей и месторождений фиксируют три основные параметра: систему разработки, технологию разработки и проектную динамику добычи нефти. После первоначального проектирования - после составления технологической схемы разработки, по причине фактической неточности исходной информации о продуктивности пластов, не могут быть одновременно точно выполнены все три основные проектные параметры. [12]
При существующем комплексном методе проектирования разработки нефтяных залежей оптимальным уровнем годовой добычи принимают максимальный уровень годовой добычи варианта проекта разработки, который обеспечивает наименьшую себестоимость 1 т нефти. Для этого комплексным методом, которым учитываются геолого-промысловые технологические и технико-экономические условия, составляют не менее пяти вариантов проекта разработки залежи. [13]
Многолетняя апробация приближенных методов проектирования разработки верхнемеловых нефтяных залежей ЧИАССР подтверждает правильность их научного обоснования. Сопоставление проектных показателей разработки залежей с фактическими показывает хорошую сходимость и свидетельствует о достоверности расчетных показателей и приемлемость используемых при проектировании приближенных методов расчета. [14]
Эффективность применения существующих методов для проектирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к пористым и пористо-трещиноватым карбонатным коллекторам, целесообразно рассматривать раздельно по группам проницаемости карбонатных коллекторов. [15]