Cтраница 1
Ранний прорыв указывает на превосходство одного из соперников. Если на всем пути к вершине цены остаются в пределах треугольника - значит, оба боксера выдохлись, и новая тенденция вряд ли возникнет. [1]
Вследствие ранних прорывов воды, несмотря на значительное количество не извлеченной нефти, добыча становится экономически невыгодной. Изменяя свойства закачиваемой воды таким образом, чтобы увеличить для нее фильтрационное сопротивление и улучшить тем самым охват нефтяного пласта воздействием, мы всегда будем улучшать показатели разработки, а именно снижать обводненность, увеличивать темпы извлечения нефти и повышать нефтеотдачу. [2]
В предыдущих решениях указывалось заранее, что в результате влияния повышенных коэффициентов мобильности происходят ранние прорывы воды в отдельных продуктивных слоях. Поэтому в конечном итоге для любой долевой нефтеотдачи получают повышенное водосодержание в нефтяной продукции, что приводит к отклонению кривых на рис. VII. [3]
ГС не должна быть направлена в сторону водонефтяного контакта, так как в этом случае неизбежен ранний прорыв воды на забой ГС. Учитывая, что аналитические формулы для реальны. ГС отсутствуют, определение их дебита, характера выработки и охвата возможно только численными методами с применением ЭВМ. В это vi случае непосредственное моделирование притока к ГС методом сеток становится принципиально невозможным. В частности, если ГС заменить бата; зеей вертикальных с включением в узлы сетки источников или стоков, то батарея ВС по дебиту будет эквивалентна одной ГС только в том случае, если ш аг сетки не превосходит толщину пласта. При расчете площадей, включающих несколько десятков ( сотен) скважин, когда шаг сетки не может быть взят меньше 50 - 100 м, выполнение этого условия невозможно. Для уменьшения тага и осуществления расчетов необходимо выделение отдельных участко. При этом должны быть учтены все окружающие данный участок действующие скважины для учета перераспределения потоков и дебитов за счет интерференции. Для снесения граничных условий нг выделенный участок необходима карта изобар, причем не усредненная ( дг я многопластовых залежей), а индивидуальная для каждого пласта в отдельности, так как характер выработки запасов и распределения полей давлен ия в них различны. Только на такой основе возможен подбор места положения ГС, ее длины и направления, имея в виду реализацию оптимальных условий разработки. [4]
ГС не должна быть направлена в сторону водонефтяного контакта, так как в этом случае неизбежен ранний прорыв воды на забой ГС. Учитывая, что аналитические формулы для реальных ситуаций с ГС отсутствуют, определение их дебита, характера выработки и охвата возможно только численными методами с применением ЭВМ. В этом случае непосредственное моделирование притока к ГС методом сеток становится принципиально невозможным. В частности, если ГС заменить батареей вертикальных с включением в узлы сетки источников или стоков, то батарея ВС по дебиту будет эквивалентна одной ГС только в том случае, если шаг сетки не превосходит толщину пласта. При расчете площадей, включающих несколько десятков ( сотен) скважин, когда шаг сетки не может быть взят меньше 50 - 100 м, выполнение этого условия невозможно. Для уменьшения шага и осуществления расчетов необходимо выделение отдельных участков с небольшим числом ГС. При этом должны быть учтены все окружающие данный участок действующие скважины для учета перераспределения потоков и дебитов за счет интерференции. Для снесения граничных условий на выделенный участок необходима карта изобар, причем не усредненная ( для многопластовых залежей), а индивидуальная для каждого пласта в отдельности, так как характер выработки запасов и распределения полей давления в них различны. Только на такой основе возможен подбор места положения ГС, ее длины и направления, имея в виду реализацию оптимальных условий разработки. [5]
В связи с быстрой реакцией эксплуатационных скважин на закачку воды, резкими снижениями дебитов нефти и ранними прорывами воды в эксплуатационные скважины центральной площади залежи для обеспечения максимальной экономически рентабельной добычи возникла необходимость в проведении специальных мероприятий. [6]
На это, в частности, указывают низкие значения стандартного отклонения распределения массы вещества вдоль водного зеркала и незначительная вероятность раннего прорыва, отмечающиеся в сильно анизотропных средах. Иными словами, анизотропия обычно ( при Кх Kz) сглаживает влияние мелкомасштабной неоднородности, так что пространственное распределение концентрации лучше поддается прогнозированию. [7]
В процессе плоско-параллельного вытеснения нефти маловязким растворителем решающее значение приобретают внедрение растворителя в зону, занятую нефтью, образование языков и ранние прорывы растворителя. Этому процессу способствует наличие в пористой среде зон различной проницаемости. [8]
Допущение, что давление остается равномерным на исходной поверхности раздела нефть-вода, является другим фактором, который приводит в расчетах к более раннему прорыву воды в эксплуатационные скважины и более низкой эффективности вытеснения по сравнению с возникающей на практике. В естественных условиях отбор жидкости из скважины понижает давление ниже забоя даже у исходного контакта вода - - нефть и уменьшает тенденцию к быстрому подъему воды вдоль оси скважины. Этот эффект выражен особенно сильно при большой величине вскрытия пласта. Его можно учесть, приняв поверхность постоянного давления намного ниже исходной поверхности раздела вода-нефть так, чтобы уменьшить влияние вскрытия пласта. Однако точный выбор местоположения плоскости постоянного давления довольно произволен. Кроме того, сравнительные расчеты депрессионных контуров постоянного давления показывают, что можно заметно увеличить соответствующую при этом эффективность вытеснения, но она будет все же слишком мала для обеспечения значительного отбора безводной нефти, если только не принять высокой анизотропности продуктивного коллектора. [9]
Допущение, что давление остается равномерным на исходной поверхности раздела нефть-вода, является другим фактором, который приводит в расчетах к более раннему прорыву воды в эксплуатационные скважины и более низкой эффективности вытеснения по сравнению с возникающей на практике. В естественных условиях отбор жидкости из скважины понижает давление ниже забоя даже у исходного контакта вода-нефть и уменьшает тенденцию к быстрому подъему воды вдоль оси скважины. Этот эффект выражен особенно сильно при большой величине вскрытия пласта. Его можно учесть, приняв поверхность постоянного давления намного ниже исходной поверхности раздела вода-нефть так, чтобы уменьшить влияние вскрытия пласта. Однако точный выбор местоположения плоскости постоянного давления довольно произволен. Кроме того, сравнительные расчеты депрессионных контуров постоянного давления показывают, что можно заметно увеличить соответствующую при этом эффективность вытеснения, но она будет все же слишком мала для обеспечения значительного отбора безводной нефти, если только не принять высокой анизотропности продуктивного коллектора. [10]
Следует отметить, что соотношение вязкостей нефти и двуокиси углерода в пластовых условиях может достигать 10 и более, что ведет к раннему прорыву двуокиси углерода. Для предотвращения этого осложнения предлагается нагнетать в пласт попеременно двуокись углерода и воду. [11]
В таких пластах должно наблюдаться и наблюдается в действительности более неравномерное, чем в обычных условиях, продвижение водонефтяного контакта и как следствие этого более ранний прорыв воды в эксплуатационные скважины и пониженная конечная нефтеотдача. Это положение усугубляется при повышенной вязкости нефти. Однако ухудшение нефтеотдачи и повышение добычи попутной воды в таких пластах обусловлено не пороками системы площадного заводнения, а самими природными свойствами этих пластов. [12]
Целью настоящей технологии является увеличение охвата пласта в процессе вытеснения нефти водой путем блокировки или создания дополнительных фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых прослоях, по которым происходит ранний прорыв воды в добывающие скважины. [13]
Проведенное изучение поверхности газоводяного контакта показывает, что для увеличения срока безводной эксплуатации газохранилища необходимо изменить либо технологический режим отбора, либо провести мероприятия, направленные на предотвращение раннего прорыва подошвенных вод в литологические окна. К таким мероприятиям относится создание непроницаемых и полупроницаемых экранов в зонах нарушения сплошности гли-нисто-алевролитовой подошвы коллектора. [14]
Таким образом, получены достаточно простые для практического использования Приближенные зависимости, позволяющие в каждом конкретном случав оценить гидродинамические параметры процесса вытеснения Нефти газом высокого давления, в частности, оптимальные расстояния между нагнетательными, скважинами и первым рядом эксплуатационных скважин для предотвращения ранних прорывов газа. [15]