Результат - эксплуатация - скважина
Cтраница 3
Важными замыкающими соотношениями трехфазной математической модели являются зависимости фазовых проницаемостей для газа, конденсата и воды от насыщенности флюидами порового пространства. При этом, вследствие отсутствия необходимых экспериментальных данных, на основе качественного анализа результатов эксплуатации скважин и экспертных оценок критические значения насыщенностей для газа, конденсата и воды, при которых они подвижны, приняты равными 0 1; 0 18 и 0 20 соответственно. [31]
В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характеризующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной близости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических изменений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разработки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изменения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт ( особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюидов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изменениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи. [32]
 |
Изменение обводненности в зависимости от соотношений начальной нефтенасыщенной и общей мощностей при Л0 2. [33] |
С увеличением нефтенасыщенной мощности и, следовательно, с сокращением водонасыщенной части пласта, процент обводненности, с которым скважина вступает в эксплуатацию, уменьшается. В двухслойном пласте обводненность заметно увеличивается, что, видимо, объясняется более быстрым перемещением внутреннего контура нефтеносности. На рисунках кривые двухслойного пласта обозначены штрих-пунктиром. Особенно резко возрастает интенсивность обводнения по мере повышения вязкости нефти. При вязкости нефти, равной или выше 10 сПз, практически все скважины, независимо от значения ино, с самого начала имеют обводненность свыше 80 - 85 % и быстро достигают значения 90 - 93 %, и в течение длительного времени эксплуатируются при этих значениях. Сказанное подтверждается результатами эксплуатации скважин Арланского месторождения, вскрывших монолитный пласт в водонефтяной зоне. [34]
Страницы: 1 2 3