Cтраница 3
Физико-эксплуатационная характеристика горизонтов ПК свиты весьма различна на отдельных участках залежей, сильно вытянутых в направлении оси складки ( до 12 км) и имеющих высоту по ПКверхп. Различаются эти участки также системой и результатами первичной разработки залежей. [31]
Следует отметить, что интерес к газоводяной репрессии на пласт в последнее время значительно повысился. Этот интерес вызван возможным повышением нефтеотдачи при первичной разработке или до - разработке заводненных и истощенных залежей путем газоводяной репрессии на пласт. Увеличение коэффициентов вытеснения при этом обычно связывают [4] только с гидромеханическими эффектами, совершенно не учитывая, что возможен рост коэффициента извлечения углеводородов из пласта за счет массообмена между пластовой нефтью и вытесняющим неравновесным газом. Отмеченная же выше специфика составов и свойств пластовых флюидов НГКМ позволяет надеяться, что повышение коэффициента извлечения углеводородов из них, связанное с фазовыми превращениями, может быть соизмеримым с повышением коэффициента вытесения за счет чисто гидромеханических эффектов. Количественное исследование этих эффектов и прогноз показателей разработки НГКМ при различных воздействиях на пласт могут быть произведены лишь на базе развиваемой в последние годы [1, 3] теории фильтрации многокомпонентных смесей с фазовыми превращениями. [32]
Решающую роль в этом отношении сыграла малая продолжительность первичной разработки, за время которой разница между природными факторами отдельных объектов еще не-смогла резко проявиться. [33]
Нефтенасыщенные коллекторы выражены неоднородностью как по площади, так и по разрезу. Имеются высокопроницаемые дренированные зоны пласта, образовавшиеся в процессе первичной разработки залежи на естественном режиме. Поэтому при нагнетании в пласт пар интенсивно продвигается по выработанным высокопроницаемым каналам, в результате обводняются добывающие скважины. [34]
Интересно отметить, что разбивка процессов на группы по признаку относительного суммарного прироста добычи нефти довольно хорошо согласуется с другим важным показателем эффективности воздействия - с величиной удельного расхода воды на 1 т дополнительно добытой нефти. Исключение составляют объекты, характеризующиеся сравнительно более активным проявлением водонапорного режима в процессе первичной разработки и вследствие этого большой обводненностью залежи к началу заводнения. Это обстоятельство, предопределяя высокую фазовую водопроницаемость, способствовало интенсивному продвижению воды, закачиваемой в пласт, и при значительной гидропроводности его - осуществлению форсированного отбора жидкости в сочетании с процессом заводнения. [35]
Затраты на развитие и модернизацию программ Cjc близки по содержанию к затратам на первичную разработку KJ1 Ср. В процессе сопровождения обычно эксплуатируется та же технологическая система, которая использовалась при первичной разработке ПС, поэтому в качестве опорной можно использовать величину затрат Ср. Модернизация производится поэтапно и для каждой новой i - й версии изменяется только некоторая р 1 часть от объема всего ПС. Обычно эта часть при вводе / - и версии составляет не более 20 % от всего комплекса. [36]
В связи со сложившейся на промысле ситуацией было решено начать мероприятия по поддержанию пластового давления. Вариант поддержания давления закачкой газа был отвергнут, поскольку газонапорный режим, как показала первичная разработка, оказался неэффективным. Кроме того, полное поддержание пластового давления не могло быть достигнуто без закачки дополнительного количества газа. [37]
Однако эти затраты распределяются по интервалу времени сопровождения более или менее равномерно. Поэтому при подготовке каждой версии затраты обычно меньше ( влияет коэффициент р), чем на первичную разработку ПС. [38]
Объекты ПК, находящиеся под воздействием, сильно различаются продолжительностью первичной разработки. II - со средней ( от 10 до 20 лет) и III - с большой ( от 21 до 40 лет) продолжительностью первичной разработки. [39]
Разработка залежи, начавшаяся в 1935 г., сопровождалась интенсивным пробкообразованием. В результате этого большая часть скважин ( 80 из 102, перебывавших в эксплуатации за 1935 - 1948 гг.) выбыла из эксплуатации в процессе первичной разработки. [40]
Газовая зона залежи была открыта в мае 1953 г., нефтяная в ноябре 1953 г. Месторождение было быстро разбурено и введено в эксплуатацию. Первичная разработка месторождения, при которой из пласта отбиралась только нефть, показала, что основными режимами залежи являются газонапорный и режим растворенного газа. [41]
Отечественный и зарубежный опыт подтверждает высокую эффективность управления производством с использованием математических методов, электронно-вычислительных машин н других специальных технических средств. Наряду с этим следует учитывать, что создание АСУП требует достаточно больших затрат. Повторное применение первичных разработок для предприятий родственного профиля снижает трудоемкость проектирования. [42]
В разрезе ПК свиты выделяются пять объектов: IIKi, ПШ, ПКз, ПК4, ПК6, из которых ПКз - водоносный. Свита нефтеносна в основном в пределах юго-восточного поля, отделенного от остальной складки продольным сбросом. В процессе первичной разработки сброс, являющийся проводящим, по-видимому, был источником обводнения скважин, расположенных в присбросовой зоне. [43]
Большая часть площадей уклонно-скважинной системы разработана пологонисходящими скважинами из галерей, расположенных в верхней части пласта. Отдельные площади месторождения разработаны полого-восходящими скважинами из горных выработок, пройденных в подошве продуктивного пласта. Следует отметить, что при первичной разработке восходящими скважинами был получен значительно меньший коэффициент нефтеотдачи, чем при эксплуатации пологонисходящих скважин. Это объясняется полным отсутствием противодавления в скважинах, что приводит к высокому темпу истощения пласта и непроизводительному использованию энергии газа. [44]
Дебиты жидкости скважин небольшие и изменяются в пределах от 1 - 2 до 20 - 30 т / сутки и редко более. Проницаемость коллектора составляет 10 - 50 ( 100) мд. В связи с запечатанностью залежей при первичной разработке пластовое давление резко снижалось, что приводило к увеличению газовых факторов. Согласно опубликованным данным роль вторичных газовых шапок и внедрения в залежи воды в процессе их дренирования мала. [45]