Cтраница 1
Гидродинамическая сообщаемость между отмеченными пластами отсутствует. [1]
В целом в период проведения массовых паротепловых обработок вследствие хорошей гидродинамической сообщаемости между скважинами, пласты которых сложены макропористыми коллекторами, отмечалось их реагирование. Из указанных скважин дополнительно получено более 40 % нефти. Благодаря применению ПТОС текущая добыча резко возросла и в отдельные моменты достигала по обрабатываемым скважинам 100, а иногда и 140 т / сут. [2]
Прерывистость ( линзовидность) и расчлененность коллекторов во многом определяют гидродинамическую сообщаемость различных зон и участков залежей и диктует плотность сетки скважин, режим разработки залежей и депрессию пластовых и забойных давлений. [3]
Это указывает на то, что разрезы при наличии коллекторов II типа имеют хорошую гидродинамическую сообщаемость, в связи с чем и мероприятия по изоляции пластовой воды не давали положительных результатов. [4]
В неоднородных пластах, насыщенных нефтью малой и средней вязкости и имеющих прослои или водопроводящие зоны высокой проницаемости и даже трещины, со слабой гидродинамической сообщаемостью между отдельными нефтенасыщен-ными пропластками, эффективна технология ВУС с последующей закачкой раствора полимера или сшитых полимерных систем. В последние годы разработаны различные варианты технологий с их применением. Каждая имеет свою наиболее эффективную область применения и охватывает терригенные и карбонатные пласты, находящиеся в различных стадиях разработки. [5]
Интервал 4205 - 4760 м представлен карбонатными породами фораминиферовых отложений и верхнего мела. Гидродинамическая сообщаемость этих отложений обеспечивает совместимые условия бурения интервала при использовании воды в качестве промывочной жидкости. [6]
Фактический характер обводнения скважин Котовского месторождения подтверждает это. Непосредственные свидетельства о хорошей гидродинамической сообщаемости скважин были получены по результатам специальных исследований. Выделяемые практически во всех скважинах плотные непроницаемые пачки толщиной свыше семи метров играют роль экранов при подъеме подошвенной воды и снижают гидродинамическую сообщаемость пласта по разрезу, но повышают вдоль напластования. Это значительно снижает эффективность эксплуатации вновь бурящихся уплотняющих скважин, обводнение которых происходит катастрофически быстро. Кроме того, разработка залежи скважинами с необсаженными забоями и небольшим заглублением в продуктивный пласт во избежание интенсивного конусообразования приводит к защемлению нефти в макрообъемах, затрудняет последующее извлечение ее известными методами. [7]
Пласты группы БВ, располагающиеся в средней части нефтегазоносного разреза, характеризуются в целом однородным строением и выдержанностью по простиранию, высокой ( до 75 %) песчанистостью. Соответственно этим пластам свойственна высокая гидродинамическая сообщаемость всех интервалов как по разрезу, так и по простиранию. [8]
Коэффициент Ks характеризует степень распространения продуктивного пласта по площади ( пространству) месторождения. Коэффициент Ср определяют при расслаивании продуктивного-пласта на несколько пропластков, он по смыслу характеризует среднее число прослоев ( пропластков) в разрезе эксплуатационного объекта. Коэффициент / Ссв отражает литологическую и гидродинамическую сообщаемость отдельных пропластков между собой в пределах контура нефтегазоносности. [9]
Очевидно, что если бы вертикальная гидродинамическая сообщаемость и была образована, итогом закачки воды под высоким давлением стало бы хаотическое обводнение залежей по дренажной сети. [10]
Однако вследствие недостатка информации значение таких решений в количественном отношении для целей проектирования разработки будет, по-видимому, невелико. Для учета указанных факторов, как известно, необходимы данные о степени гидродинамической сообщаемости отдельных пропластков слоистого пласта, наличии непроницаемых прослоек и их протяженности. Эти данные нельзя получить из той сравнительно небольшой информации о строении пласта, которая обычно имеется на стадии проектирования разработки месторождения. [11]
По наблюдательным и эксплуатационным скважинам осуществляют контроль за изменением пластового давления. По полученным данным строят карты изобар, позволяющие следить за разработкой залежи. Данные, полученные по этим скважинам, используют для уточнения границ литологически неоднородных пластов, определения гидродинамической сообщаемости залежей с законтурными частями, оценки упругого запаса водонапорных систем и режимов залежей. [12]
Фактический характер обводнения скважин Котовского месторождения подтверждает это. Непосредственные свидетельства о хорошей гидродинамической сообщаемости скважин были получены по результатам специальных исследований. Выделяемые практически во всех скважинах плотные непроницаемые пачки толщиной свыше семи метров играют роль экранов при подъеме подошвенной воды и снижают гидродинамическую сообщаемость пласта по разрезу, но повышают вдоль напластования. Это значительно снижает эффективность эксплуатации вновь бурящихся уплотняющих скважин, обводнение которых происходит катастрофически быстро. Кроме того, разработка залежи скважинами с необсаженными забоями и небольшим заглублением в продуктивный пласт во избежание интенсивного конусообразования приводит к защемлению нефти в макрообъемах, затрудняет последующее извлечение ее известными методами. [13]
Когда в пласте с прослоями глин предполагается блокировка водой, обработку скважины рекомендуется проводить безводным раствором, составленным из смеси 2 - 10 % уксусной кислоты и 98 - 90 % жидких углеводородов: дизельного топлива, керосина или сырой нефти. В продуктивном пласте уксусная кислота при взаимодействии с водой растворяется и начинает реагировать с карбонатными породами. Одновременно кислота поглощает воду из гидратировэнных и набухших глин, предопределяя их сжатие. Таким образом, улучшается гидродинамическая сообщаемость между пластом и скважиной. [14]
Анализируя результат опытно-промышленных испытаний ПСТФЭ-3, можно прийти к выводу, что основным выявленным слабым узлом конструкции фильтра является недостаточная прочностная характеристика титановых фильтроэлементов. Кроме того, необходимо также повысить требование к контролю качества фильтроэлементов при сборе ПСТФЭ-3. Результаты опытно-промышленных работ показали, что выбор скважин осуществляется в основном ( кроме скв. Испытания показали, что многие скважины месторождения не обладают совершенной гидродинамической сообщаемостью с пластом, а их продуктивность может быть повышена различными методами воздействия на призабойную зону. В связи с этим в первую очередь рекомендуется совершенно исключить из практики использование амбарной нефти, загрязненной механическими примесями, особенно в холодное время года. [15]