Cтраница 3
Если давление в пласте очень большое, вода, захватив эксплоааа-ционные скважины, начнет из них выливаться на поверхность, это переливание или фонтанирование воды следует остановить, так как оно будет ослаблять давление в пласте и скорость продвижения воды по пласту. Нужно эти переливающие скважины ликвидировать, затрамбовав их очень крепко и надежно, так чтобы вода не могла входить и в верхние пористые пласты. [31]
При использовании в качестве вытесняющего агента воды добыча ее вместе с нефтью в некоторых, количествах, как мы видели, неизбежна и необходима. Скорость продвижения воды в насыщенные нефтью зоны ограничена и зависит, помимо прочих факторов, от пластового давления. [32]
В нижнем пропластке вода продвигается медленнее, чем в III варианте. Скорость продвижения воды по пропластку растет со временем медленнее, чем в предыдущих вариантах. [33]
Основным показателем в указанных методах служит отслаивание битума с поверхности минерала под влиянием воды. Для расчета скорости продвижения воды принимаем, что сжатый цилиндрический образец битумно-минеральной смеси содержит определенное количество капилляров со средним радиусом г и длиной hk, где h - высота образца, a k - коэффициент, учитывающий искривление капилляра. [34]
Основным показателем в указанных методах служит отслаивание битума с поверхности минерала под влиянием воды. Для расчета скорости продвижения воды принимаем, - что сжатый цилиндрический образец битумно-минеральной смеси содержит определенное количество капилляров со средним радиусом г и длиной hk, где h - высота образца, a k - коэффициент, учитывающий искривление капилляра. [35]
При водонапорном же режиме на оптимальное распределение добычи газа по залежам провинции сильно влияет, например, темп восстановления пластового давления, различный для отдельных месторождений. В зависимости от скорости продвижения воды в залежи отклонение от этих значений может быть как больше, так и меньше. [36]
Анализ рис. 5.2.1 показывает, что с увеличением набухания гли уменьшается скорость продвижения воды, составляющая ( в напоем примере) при 50 % - ном уменьшении пористости 80 % от скорости вытеснения нефти водой с начальной пластовой минерализацией. Одновременно с уменьшением скорости продвижения воды уменьшаются средняя водонасыщенность и водонасы-щер ность на фронте вытеснения нефти, а следовательно, и обводненность продукции в момент прорыва воды в эксплуатаци-онн ые скважины. [37]
Появилась возможность уже более аргументированно предположить, что рост температуры обусловлен ростом скорости продвижения вод, а снижение температуры - уменьшением скорости продвижения. Иначе говоря шэгда скорости продвижения вод достаточно велики, кондуктивный перенос тепла преобладает над конвективным теплообменом водонасыщенного пласта, по которому фильтруется нагретая вода, с более охлажденными его кровлей и подошвой. [38]
Обводнение основных эксплуатационных скважин наступило лишь через 3 - 4 года после ввода их в эксплуатацию, когда буферные скважины разрезающего ряда были переведены под нагнетание. Происходило это потому, что скорость продвижения воды в направлении, перпендикулярном разрезающим рядам, была весьма мала. Выше было отмечено, что даже при больших отношениях вязкостей нефти и воды ( [ iH / jiB 13 - 20), но при скоростях вытеснения порядка нескольких метров в год, может быть получено устойчивое продвижение во до-нефтяного контакта. Возможно, что на этом участке скорости в направлении от разрезающих рядов к эксплуатационным скважинам первого, ряда имели именно такой порядок. [39]
Вода должна быть чистая и не должна создавать закупоривание пор пласта. Этим нагнетанием воды можно сильно повысить скорость продвижения воды по пласту и дебит газа эксплоатационных скважин. [40]
Результаты апробационных расчетов по описанной выше математической модели показали, что изменение пористости набухающих пород существенно меняет механизм фильтрации и нефтеотдачи. Претерпевают изменения профили насыщенности и минерализации, снижаются скорости продвижения воды в пласт, наблюдается динамика водонасыщенности в обводненной зоне и остаточной нефти. Соответственно изменяются зависимости нефтеотдачи от количества прокачанной жидкости и обводненности продукции. [41]
Полимерное заводнение является одним из высокоэффективных методов физико-химического воздействия на продуктивный пласт. Увеличение вязкости закачиваемой воды при добавке полимеров позволяет снизить скорость продвижения воды по более проницаемым пропласткам или участкам в неоднородном коллекторе и способствует увеличению коэффициентов охвата пласта заводнением, но в коллекторах с проницаемостью более 2 0 мкм2 эффективность полимерного заводнения по известным технологиям снижается из-за уменьшения величины адсорбции полимера пористой средой или из-за недостаточно высоких его концентраций в растворе. [42]
Полимерное заводнение является одним из высокоэффективных методов физико-химического воздействия. Увеличение вязкости закачиваемой воды при добавке полимеров позволяет снизить скорость продвижения воды по более проницаемым пропласткам или участкам в неоднородном коллекторе и способствует увеличению коэффициентов охвата и вытеснения. В коллекторах с проницаемостью выше 2 мкм2 эффективность полимерного заводнения снижается из-за уменьшения величины адсорбции полимера пористой средой. [43]
С момента ввода в разработку для этих типов залежей темпы внедрения и скорости продвижения вод до определенного суммарного отбора газа увеличиваются. В дальнейшем скорости, достигнув максимума, начинают снижаться. [44]
Разработка газовых месторождений с трещиновато-пористыми коллекторами при водонапорном режиме имеет некоторые особенности. Так, например, возникает вопрос о влиянии темпа отбора газа на скорость продвижения воды по системе трещин и на коэффициент извлечения газа из пористых блоков. [45]