Околоскважинная зона
Cтраница 3
Основные погрешности этого метода оценки ОНН связаны с неполным удалением нефти из околоскважинной зоны при химическом заводнении. Причинами неполного удаления нефти могут быть особенности структуры фильтрующих поровых каналов, кольматация части пор твердыми частицами, особенностями внутрипоровой поверхности. Количественно эта погрешность равняется объему оставшейся после химического заводнения остаточной нефти. [31]
В пластах, содержащих подвижную остаточную нефть, при их вскрытии в околоскважинной зоне формируется ОНИ, отличающееся от пластовой. В этом случае образование ОНИ при реализации технологии КЗК определяется комплексом параметров, характеризующих условия вскрытия пластов бурением, цементажа скважин, вскрытия пластов перфорацией, динамикой изменения фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах и технологическими режимами повторных закачек. [32]
КЗК с использованием гамма-каротажа состоит из первоначального проведения гамма-каротажа и определения естественного гамма-фона околоскважинной зоны. Затем нагнетается раствор радиоактивного индикатора и проводятся повторные исследования. ОНИ определяется по соотношению гамма-активностей. [34]
Представлен алгоритм численной реализации исследования эволюции импульса давления в геологическом объекте скважине и околоскважинной зоне, представленном в виде единой техноприродной системы, с использованием методов математического моделирования. [35]
Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо подцеживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. Это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы. [36]
В связи с особенностями падения давления в околоскважинной зоне среднюю проницаемость техноприродной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет проницаемость прискважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Снижение продуктивности пластов вследствие ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны количественно характеризует гидродинамический показатель - отношение продуктивностей скважины до и после ухудшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны - параметр ОП. По данным Н.Н. Михайлова, ухудшение проницаемости прискважинной области в 5, 10 и 50 раз приводит к снижению продуктивности скважин соответственно в 2, 3 5 и 15 раз. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны ухудшенной проницаемости при этом могут составлять всего лишь десятки сантиметров. В то же время увеличение проницаемости околоскважинной области в 5 - 10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта при тех же размерах околоскважинной области увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов. [37]
Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной проницаемости продуктивного пласта. [38]
Если изменение режима вытеснения при повторных закачках можно учитывать и регулировать, то вытеснение нефти из околоскважинной зоны при вскрытии и других технологических операциях по сооружению скважины - практически не управляемо и не контролируемо. [39]
Использование этой технологии весьма перспективно, так как она обеспечивает измерение ОНИ одновременно с восстановлением физических свойств околоскважинной зоны и при заранее заданном режиме вытеснения. [40]
Как показали статистические и стендовые исследования, проведенные М. А. Галимовым, некоторое влияние на силу прихвата оказывает также проницаемость околоскважинной зоны пласта. Кроме перераспределения давления в системе глинистая корка - пласт, при уменьшении проницаемости пласта фильтрация в него влаги при консолидации глинистой корки затрудняется. [41]
При проектировании и анализе дебитов скважин, текущего нефтеизвлечения, оценке кондиций и решении других геолого-промысловых задач состояние околоскважинной зоны пласта играет важную роль. Так, пласты определяют как коллекторы по результатам опробования после вскрытия их бурением. На практике часто встречаются случаи, когда явные пласты-коллекторы не дают притока, так как при их вскрытии фильтрационные свойства околоскважинной зоны необратимо ухудшились. Наряду со снижением продуктивности скважин ухудшение ФСП в околоскважинных зонах приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность воздействия на пласт в целом. [42]
Как указывалось, расход закачиваемой жидкости - один из важнейших технологический параметров, позволяющих регулировать физические свойства в околоскважинной зоне. [43]
Уменьшение проницаемости заглинизированных пластов в результате закачки пресной воды может привести к тому, что после такой закачки проницаемость околоскважинной зоны таких коллекторов окажется ниже кондиционных значений. При последующих закачках эти пласты не будут охвачены процессами вытеснения и технология КЗК в них окажется не реализованной. [44]
Величину остаточной нефтенасыщенности определяют по данным анализа керна из обводненных пластов, геофизическими методами, позволяющими определить нефтеводонасыщенность пород околоскважинной зоны, геофизическими измерениями в обсаженных скважинах, по данным изучения путем применения химически активного индикатора. [45]
Страницы: 1 2 3 4