Режим - разработка - залежи
Cтраница 1
Режим разработки залежей по всем вариантам - естественный, упруго-водонапорный. [1]
В соответствии с этим режимы разработки залежей горизонта III - активные упруговодонапорные, в большинстве случаев близкие к жестким водонапорным; режимы разработки залежей горизонта II - также активные упруговодонапорные, но по нескольким залежам с коэффициентами возмещения заметно меньшими единицы. [2]
В предыдущей главе отмечалось, что в зависимости от сочетания геологических и технологических факторов режимы разработки залежей могут изменяться от чисто газового до упруговодонапорного с практически не снижающимся пластовым давлением. [3]
В соответствии с этим режимы разработки залежей горизонта III - активные упруговодонапорные, в большинстве случаев близкие к жестким водонапорным; режимы разработки залежей горизонта II - также активные упруговодонапорные, но по нескольким залежам с коэффициентами возмещения заметно меньшими единицы. [4]
Прерывистость ( линзовидность) и расчлененность коллекторов во многом определяют гидродинамическую сообщаемость различных зон и участков залежей и диктует плотность сетки скважин, режим разработки залежей и депрессию пластовых и забойных давлений. [5]
Из всего многообразия особенностей и сложностей в разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии остановимся лишь на формировании и оценке режимов разработки залежей, на механизме обводнения продуктивных пластов и горизонтов, на вопросах совершенствования системы доразработки залежей, а также на способах оценки и увеличения газо - и конденсатоотдачи и особенностях контроля за разработкой месторождений. Кратко описаны и некоторые характерные черты в эксплуатации скважин и промысловых сооружений. [6]
Фактору распределения поровых каналов в образцах породы, обладающей неоднородной структурой, уделяется внимание при анализе фильтрационной характеристики пористой среды, оценке коэффициентов извлечения нефти из пласта, выборе способов и режимов разработки газо-нефтяных залежей. Образец пористой среды, для которого определено распределение пор по размерам, обычно характеризуется средним радиусом пор. По результатам исследования большого количества образцов породы из одного пласта может быть получена величина среднего радиуса пор, характеризующая как пласт в целом, так и отдельные его участки. [7]
О полноте выработки запасов нефти из объектов, находящихся в разработке длительное время, можно судить по текущей нефтеотдаче, изучение которой позволит оценить конечную нефтеотдачу пластов, эффективность применяемой системы и режимов разработки залежей и наметить мероприятия, направленные на увеличение конечной нефтеотдачи. [8]
Принципиальный комплекс в первую очередь используется для контроля за динамикой пластовых давлений и потокометрии в скважинах, так как с пластовым давлением ( энергией пласта) связаны дебиты скважин и, следовательно, отбор нефти из залежи в целом. Изменение рпл обусловливает режим разработки залежей, темпы внедрения закачиваемых вод, межпластовые перетоки нефти и др. Без сведений о текущем пластовом давлении и отборах нефти из пластов невозможно составить правильно заключение о состоянии разработки отдельной залежи или всего месторождения в целом. Это придает особенное значение указанным параметрам. Параметры, считаемые сопутствующими, измеряются с периодичностью от нескольких дней до месяца. Они составляют основу промысловой информации, используемой для принятия оперативных решений по регулированию заводнения и отбора нефти. [9]
Однако имеются примеры, показывающие существенную зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин. Следует заметить однако, что в работе [24] не учтены такие определяющие нефтеотдачу факторы, как режим разработки залежей, вязкость нефти, проницаемость коллекторов. В работах [83, 84] на материале месторождений Башкирии показана существенная зависимость текущей обводненности и нефтеотдачи от плотности сетки скважин. Многочисленные исследования данного вопроса по материалам разработки нефтяных месторождений Азербайджана, Краснодарского края, Урало-Эмбенского района, проведенные М. Т. Абасовым, Б. М. Листенгартен, Ч. А. Султановым, Г. И. Бланком, С. Т. Ов-натановым, Г. Т. Мовмыгой и другими, также показывают, что плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. [10]
В подошве продуктивных горизонтов московского и башкирского ярусов водоносные отложения обладают хорошими коллекторскими свойствами, на что указывают высокие дебиты скважин. Все это свидетельствует о больших запасах вод, их высокой энергии и о доминирующем влиянии на режим разработки залежей. Для продуктивных горизонтов М-4, М-5 в, М-5 н, М-6, М-7, Б-5, Б-6 и Б-11 в начальный период эксплуатации предполагается водонапорный режим. [11]
 |
Равновесные кривые гидратообра-зования газов. [12] |
В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и количества растворенного газа свойства ее в пластовых условиях могут значительно отличаться от свойства на поверхности. Менее значительно, но все же отличаются также и свойства пластовых вод от их свойств в атмосферных условиях. Характеристики пластовых жидкостей существенно влияют на схему и режим разработки залежей. Поэтому их свойства служат важнейшим исходным материалом при проектировании разработки месторождений нефти. [13]
В отложениях визейского и турнейского ярусов ухудшаются кол-лекторские свойства, особенно резко в отложениях турнейского яруса. Залежи находятся на больших глубинах в зоне весьма затрудненного водообмена, где только в исключительных случаях возможно продвижение подземных вод по наиболее проницаемым пластам, а в основном движение происходит по разрывным нарушениям. Все это дает основание считать, что влияние пластовых вод на режим разработки ви-зейско-турнейских залежей ограничено. [14]
Следует иметь в виду, что оба рассмотренных месторождения представлены залежами нескольких пачек пластов-коллекторов, что пачки, будучи гидродинамически разобщены глинистыми прослоями, в эксплуатационных скважинах вскрыты по-разному: и общим фильтром, и избирательно. Все это осложняет динамику текущих пластовых давлений в процессе разработки месторождений и оценку величины среднего пластового давления в целом по месторождению или по залежам отдельных куполов. Поэтому р / г-зависимости ( см. рис. 9) и полученные в результате построений численные величины носят в какой-то мере условный характер и служат иллюстрацией масштабов взаимодействия двух соседних газоконденсатных месторождений и влияния этого взаимодействия на формирование режимов разработки залежей. [15]
Страницы: 1 2