Динамика - обводнение - скважина
Cтраница 2
Отсюда следует, что распределением отбора газа из залежи по отдельным скважинам удается воздействовать на динамику обводнения скважин, на конфигурацию границы раздела газ - вода и коэффициент безводной газоотдачи. В указанной работе под коэффициентом безводной газоотдачи понимается отношение объема газа, добытого к моменту обводнения одной из скважин, к начальным запасам газа в пласте. [16]
Результаты сопоставления пластов, независимо от способа корреляции, подлежат увязке с гидродинамическими исследованиями, динамикой обводнения скважин в рамках имитационной системы. При этом наиболее важным признаком наличия взаимосвязи пластов являются гидродинамические параметры, например пщропроводность, а не сходство вида диаграмм электро - или радиоактивного каротажа. Правильность построения геологической модели проверяется также с помощью имитационной системы по текущим и накопленным значениям отборов нефти и воды. [17]
Геологическая информация должна подвергаться многократной проверке, дополняться данными гидродинамических исследований, согласовываться с дебитами и динамикой обводнения скважин, т.е. историей, разработки нефтяной залежи. В ней, на основе предполагаемого процесса осадконакопления и последующего геотектонического развития, должны быть, no - возможности, увязаны все имеющиеся виды исследований. Такой порядок позволяет определить наличие единого гидродинамически взаимосвязанного природного резервуара или же установить совокупность обособленных геологических тел со своей историей развития. Достоверность взаимодействия пластов проверяется с помощью математического моделирования, сопоставления направлений фильтрационных потоков, вычисленных и фактических дебитов, давлений, отборов нефти и воды. Надежность математической модели во многом зависит от принятых критериев выделения геологических тел, соответствия их природным аналогам, способа формализации геологических данных. [18]
В результате было показано, что распределением отбора газа из залежи по отдельным скважинам можно воздействовать на динамику обводнения скважин, конфигурацию границы раздела газ - вода и коэффициент безводной газоотдачи. В указанных работах под коэффициентом безводной газоотдачи понимается отношение объема газа, добытого к моменту обводнения одной из скважин, к начальным запасам газа в пласте. [19]
Местоположение интервала перфорации относительно начального и текущего положений водонефтяного контакта является одним из основных факторов, определяющих динамику обводнения скважин, вскрывших ВИЗ. Поэтому изменение ( регулирование) этого параметра в процессе разработки может повысить эффективность отбора запасов водонефтяных зон. [20]
Построение геологической модели преследует цель раскрытия тех особенностей нефтяных залежей, с помощью которых можно добиться достоверного восстановления динамики обводнения скважин и процесса выработки запасов нефти. Нефтяные залежи имеют определенные черты сходства и различия. Возникает вопрос: можно ли для разных залежей использовать одну и ту же модель, изменяя в ней только значения входных данных, или же, напротив, требуется создание целого ряда самостоятельных моделей. Для решения этого вопроса определим, по каким характеристикам можно сопоставить между собой нефтяные залежи, а также чем с точки зрения моделирования отличаются залежи нефти между собой. [21]
Программа анализа динамики процессов обводнения объектов разработки, созданная в КИВЦ объединения Татнефть, отрабатывалась и совершенствовалась при анализе динамики обводнения скважин, блоков и объектов НГДУ Иркеннефть с 1985 г. Эксплуатация программы показала ее оперативность и эффективность при анализе показателей разработки скважин, блоков, объектов, разрабатываемых с совершенствованием и регулированием заводнения, с применением методов повышения нефтеотдачи и регулирования выработки пластов. Анализ карт обводненности и ее периодическое сопоставление с картой текущего состояния разработки позволяет более оперативно выявлять участки с высоким темпом обводнения для осуществления геолого-технических мероприятий по регулированию выработки запасов нефти. [22]
Вскрытие в новых скважинах однородных пластов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 - 15 м на более высоких отметках не приводит к заметному изменению динамики обводнения скважин. В этом случае скважины, как правило, дают безводную добычу короткий период времени, а затем ( или сразу) дают продукцию с обводненностью, близкой окружающим скважинам и соответствующей степени выработки запасов на данном участке. [23]
Следовательно, можно полагать, что динамика обводнения скважин, вскрывших однородные пласты с подошвенной водой, где пластовое давление в водонасыщенной и нефтенасыщенной частях пласта практически одинаково, должна быть иной, чем динамика обводнения скважин, вскрывших пласты с непроницаемыми пропластками или слоистой неоднородностью, где в про-пластках с различной пьезопроводностью создается значительный перепад давления. [24]
Сравнительный анализ динамики показателей заводнения высокопроницаемых карбонатных и терригенных пластов на месторождениях Куйбышевской, Оренбургской и Пермской областей показал, что по всем залежам с карбонатными коллекторами характеристики вытеснения нефти водой близки к таким же характеристикам залежей с терригенными коллекторами [62, 111 ] Л Перемещение фронта вытеснения и динамика обводнения скважин в высокопроницаемых карбонатных коллекторах такие же как и в терригенных коллекторах. Поскольку не отмечается значительного - отличия процесса вытеснения нефти водой в залежах с высокопроницаемыми карбонатными и терригенными коллекторами, то методику расчета процесса заводнения, применяемую для терригенных коллекторов, используют и для высокопроницаемых карбонат-ны коллекторов. [25]
Специфика применения характеристик вытеснения для этой и других аналогичных залежей нефти заключается в литологиче-ской пестроте разрезов, вскрытых скважинами, наличии многочисленных зон выклинивания коллекторов, различии уровней ВНК в пределах отдельных участков залежи. Эти факторы вызывают неоднозначность динамики обводнения скважин. Для таких залежей требуется построение характеристик вытеснения не для залежи в целом, а для сравнительно однородных блоков, ограниченных линиями замещения коллекторов и зонами ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств, уменьшающими перетоки жидкости через границы участков. При построении характеристик вытеснения и получении линейных зависимостей в границы участков не включаются скважины, расположенные между линиями наименьших градиентов давления, не имеющие четкой связи с нагнетательными, скважинами. [26]
 |
Изменение содержания воды и ионов хлора в продукции скв. 79 Осташковичского месторождения. [27] |
Кроме того, 1971 и 1972 гг. характеризуются дальнейшим раз-буриванием месторождения и вводом в эксплуатацию новых скважин. Эти условия отражаются на динамике обводнения скважин. Так, по многим скважинам отмечается не только периодическое кратковременное появление воды на общем фоне безводной эксплуатации, но имеются случаи, когда продолжительные периоды извлечения воды в количестве от долей до единиц процентов чередуются с периодами безводной эксплуатации. На рис. 25 приведен график изменения содержания воды и хлора в водной солевой вытяжке по скв. Для выяснения причин такого поведения скважины рассмотрены изменение отборов жидкости из окружающих скважин и динамика изменения обводненности скв. Из рис. 26 видно, что двукратное увеличение отбора жидкости по южной группе скважин, окружающих скв. [28]
Очевидно, вследствие слоистой неоднородности карбонатного коллектора произошло опережающее обводнение более проницаемых слоев. Динамика выработки этих слоев определяет динамику обводнения скважин. Скважины обводняются полностью прежде, чем будет добыта нефть из слоев с наименьшей проницаемостью. Градиенты давления, которые создавались в пласте, не обеспечивали вытеснения нефти из таких слоев. [29]
При этом, судя по динамике обводнения скважин и характеру обводнения многопластовых горизонтов обоих месторождений, взаимодействовали в основном залежи 2 - й пачки: 1-я пачка в пределах Староминского месторождения не является промыш-ленно газоносной, а залежи 3 - й и 4 - й пачек а Ленинградском месторождении незначительны по запасам. [30]
Страницы: 1 2 3 4