Система - разработка - залежи
Cтраница 3
Детальная геологическая информация, полученная в процессе разбуривания залежей по равномерной сетке, позволила существенно уточнить представление о строении пластов и разобщающих их покрышек, более обоснованно решить вопрос о выделении эксплуатационных объектов и на этой основе адаптировать систему разработки залежей. Так, представляется целесообразным выделение по крайней мере трех самостоятельных объектов разработки - залежи пластав А С9, АСШ, АСИ. [31]
В процессе пробной эксплуатации изучаются дебиты нефти, газа и воды, продуктивность скважин, геолого-физические свойства коллекторов, пластовых жидкостей и газа, характеристика законтурной области, величина и характер изменения начального пластового давления, давления насыщения, газового фактора и другие природные условия, характеризующие возможный режим работы пластов и определяющие систему разработки залежей нефти. [32]
Указанная зависимость используется при проектировании систем разработки залежей нефти и при сопоставлении эффективности различных методов повышения коэффициента нефтеотдачи. [33]
Все более возрастающая доля применения горизонтальных скважин в разработке нефтяных месторождений ставит перед нефтяной наукой вопросы о возможности эффективного их применения к выработке запасов нефти из водонефтяных зон. Работы, посвященные этой проблеме, например по публикациям Б.Т. Баише-ва, С.Н. Закирова, Ю.Е. Батурина, закладывают солидную научную базу для проектирования систем разработки залежей нефти с водо-нефтяными зонами на основе строительства горизонтальных стволов скважин. [34]
Для экономической оценки и выбора наиболее эффективного варианта, обеспечивающего заданный уровень добычи нефти, применяется система показателей, характеризующих трудоемкость разработки, объем капитальных вложений и их эффективность, а также размер эксплуатационных расходов. Общие затраты труда и средств по вариантам определяются на основе укрупненных нормативов и коэффициентов, полученных в результате анализа зависимости этих затрат от особенностей систем разработки залежей. Эти зависимости, как правило, строятся в виде кривых, отражающих количественно связь экономических данных с производственными ( технологическими) параметрами вариантов разработки месторождения. [35]
Для некоторых залежей более высокие показатели, по сравнению с показателями при блоковой системе внутриконтурного заводнения, достигаются при осуществлении площадной, однорядной и очаговой систем разработки залежей. [36]
На таких площадях, как Абдрахмановская, Западно-Лениногорская, Зай-Кара - тайская, Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины. За предшествующий период из этих скважин добыт значительный объем нефти. На основе анализа и обобщения опыта разработки Ромашкинского месторождения, а также специальных геолого-геофизических исследований выяснено, что внедрение комплекса мероприятий по совершенствованию систем разработки залежей и применение новых гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласты позволит достичь 53 % конечной нефтеотдачи, вместо 38 % достижимой по первой генеральной схеме, в соответствии с которой средняя плотность сетки скважин принималась равной 45 га / скв. В проектных документах последних лет наряду с внедрением прогрессивных методов воздействия на пласты рекомендуется уплотнить сетку скважин до 17 6 га / скв. [37]
При этом, как правило, если коэффициент нефтеотдачи не принимается единым для всего месторождения, то дифференциация его ограничивается значениями, принятыми для разных залежей и чисто нефтяных и водонефтяных зон. Вместе с тем даже в пределах единой залежи и однородной по характеру насыщения зоны условия извлечения нефти сильно варьируют в зависимости от локальных изменений свойств продуктивных коллекторов и особенностей системы разработки залежей. Ко времени окончания разведки месторождения еще не имеется достаточной информации для того, чтобы в полной мере учесть эти особенности при обосновании коэффициентов нефтеотдачи. [38]
 |
Зависимость текущего КИН от удельных запасов на скважину. 2 - залежи, разрабатываемые на естественном режиме. 1 5 -залежи, разрабатываемые с заводнением. [39] |
Анализ выработки запасов показывает, что в целом по турнейскому ярусу на балансе НГДУ Елховнефть находится 58 залежей. В разработке находится 19 залежей верхнетурнейского подъяруса. Интенсивность системы разработки залежей крайне низка. Стабильный текущий КИН 3 - 4 % наблюдается по залежам с организованной системой заводнения. [40]
В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой скважины формируется динамичная ( постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую его среду ( через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс тепло-переноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Указанные особенности требуют при проектировании систем разработки залежей учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, сообразуясь с этим, определять формы сеток скважин для разбуривания залежей и расстояния между скважинами. [41]
При прогнозировании технологических показателей учтены, во-первых, мероприятия по увеличению остаточных извлекаемых запасов нефти; во-вторых, использованы мероприятия технического прогресса в области новых МУН, ОПЗ, строительства скважин, добычи нефти и реконструкции системы ППД. В настоящее время заканчивается создание геолого-технологической модели Ромашкинского месторождения. В эксплуатации находится геологическая модель, завершается настройка гидродинамической части. Этим проблемам специально посвящено два доклада на нашей конференции. Нами на основе гидродинамических моделей начато проектирование методов увеличения нефтеотдачи пластов - полимерное заводнение и вязкоупругие системы ( ВУС), а также систем разработки залежей с применением горизонтальных технологий. [42]
Из этого следует, что теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнительно высокую стоимость, а поэтому его расход при разработке залежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии с достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной из важных задач при тепловых методах является снижение объемов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получения при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины формируется динамическая ( постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую его среду ( через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании систем разработки залежей учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, определять формы сеток скважин и расстояния между скважинами. [43]
Страницы: 1 2 3