Cтраница 3
В случае проявления упруго-водонапорного режима необходимо, чтобы пластовые давления были также примерно равны. Кроме того, следует учитывать продвижение газоводяных контактов в совместно разрабатываемых горизонтах, чтобы избежать преждевременного обводнения скважин. [31]
Все месторождения характеризуются упруго-водонапорным режимом и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежь нефти Ромашкинского месторождения разрезана на ряд площадей, разрабатывающихся самостоятельно. Все пласты эксплуатируются через общий фильтр. [32]
Очень важно при упруго-водонапорном режиме не допускать перехода на режим растворенного газа. Для этой цели производится искусственное поддержание пластового давления путем закачки воды в скважины, расположенные в законтурной части залежи, а если залежь большого размера и влияние закачки воды в законтурные скважины не доходит до центральной части залежи, то ее разрезают нагнетательными скважинами на отдельные участки, и каждый участок разрабатывается с поддержанием давления как самостоятельная залежь. [33]
Как и при упруго-водонапорном режиме, здесь могут существовать две фазы. Разработка залежи при известных условиях может закончиться в первой фазе режима эксплуатации, которая от первой фазы предыдущего режима практически ничем отличаться не будет. [34]
Задачи регулирования при упруго-водонапорном режиме характеризуются особой сложностью, так как степень изученности пропсссоз вторжения воды в за и ежь еде далека от необходимого для практики уровня. Невозможно, видимо, заранее сформулировать полный комплект задач регулирования на все реально возможные случаи, которые могут возникнуть в процессе разработки различных по строение в составу месторождений. [35]
Как и при упруго-водонапорном режиме, здесь могут существовать две фазы. Разработка залежи при известных условиях может заканчиваться в первой фазе режима эксплуатации, которая от первой фазы предыдущего режима практически ничем отличаться не будет. При меньших соотношениях запасов и более медленном темпе отбора нефти пластовое давление будет уменьшаться только до условного контура питания, в таком случае через некоторое время упругие силы перестанут проявляться. [36]
Если в залежи существует упруго-водонапорный режим и абсолютное пластовое давление стабилизировалось на 136 кГ / см2, суммарная отдача будет слагаться из отдачи, полученной при истощении пластового давления от начального до абсолютного давления стабилизации, и отдачи остаточной пластовой жидкости при активном водонапорном режиме и абсолютном пластовом давлении стабилизации. [37]
Основным признаком упругого или упруго-водонапорного режима является значительное падение давления в начальный период эксплуатации. Дебиты скважин также соответственно уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно, затем уменьшение дебита замедляется. Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление в пласте не станет ниже давления насыщения. После этого значения газовых факторов начинают резко повышаться. [38]
Залежь разрабатывается в условиях упруго-водонапорного режима при избирательном продвижении пластовой воды. Требуется оценить надежность указанных вариантов размещения скважин в процессе эксплуатации месторождения. [39]
Если нефтяная залежь характеризуется упруго-водонапорным режимом работы, но давление в ней упало ниже давления насыщения, газовой шапки нет, для нее в качестве первого варианта может быть использована наиболее широко известная формула ( IX. Уайтингом, которая отличается от ( IX. Объемным коэффициентом пластовой воды, как правило, пренебрегают, поскольку его значение обычно близко к единице, но для залежей с большим начальным пластовым давлением, высокой температурой и большим количеством растворенного в воде газа X может достигать несколько иных значений, и неучет его моЖет привести к неточностям в подсчете. [40]
Обычно разработка залежи при упруго-водонапорном режиме протекает следующим образом. Вначале вся залежь находится под воздействием напора краевых вод. Нефть по периферии залежи вытесняется водой. Пластовое давление быстрее всего падает в центре залежи. Поэтому центральные скважины в первую очередь переходят на режим растворенного газа, который потом распространяется на всю залежь. [41]
Таким образом, при упруго-водонапорном режиме при понижении давления в пласте на разрабатываемой площади может быть добыто разное количество жидкости. Причем чем ниже установлен уровень отбора жидкости, тем больше суммарно добывается нефти из пласта при одной и той же достигаемой величине снижения давления. [42]
По сравнению с водонапорным, упруго-водонапорный режим менее эффективен, и для обеспечения соответствующих отборов нефти при этом режиме необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления. [43]
Впервые в Урало-Волжской области существование неактивного упруго-водонапорного режима в девонских нефтеносных пластах было установлено на Туймазинском месторождении. Этот режим проявлялся тем, что в начальный период разработки, когда нефтяные залежи обладали большими запасами потенциальной энергии упругих сил пласта, скважины интенсивно фонтанировали. Затем по мере истощения упругой энергии пластовое давление падало и скважины переставали фонтанировать. Изучение режима этого месторождения показало, что эффективно разрабатывать залежи на естественном режиме нельзя. [44]
По залежам с упругим или упруго-водонапорным режимом наибольшие погрешности в цифрах запасов возникают в результате неточностей в определении накопленной добычи нефти, величины Др и коэффициента сжимаемости нефти. Неточности в определении коэффициента водонасы-щенности и коэффициента сжимаемости воды оказывают сравнительно небольшое влияние. [45]