Стягивание - контур - нефтеносность
Cтраница 2
Увеличение длины линии стягивания контуров нефтеносности в процессе проектирования точно установить невозможно. В этом случае при определении длины линии стягивания будут учтены как реальная неоднородность продуктивного пласта, так и особенности намеченной системы разработки. [16]
При низких скоростях стягивания контуров нефтеносности градиенты давлений, создаваемые в пласте, не обеспечивают эффективного вытеснения нефти из пор, особенно малого размера, в ко торых нефть будет удерживаться капиллярными силами. При весьма высоких скоростях могут образоваться языки обводнения, что может привести к неравномерному и неполному вытеснению нефти из пласта. В обоих случаях происходит значительное снижение коэффициента нефтеотдачи. [17]
Для плоской задачи стягивания контура нефтеносности при нулевой вязкости вытесняющей воды Ц1 О ( задача Лейбензона), методы точного решения предложены в работах П. Я. Кочиной, Л. А. Галина, П. П. Куфарева и Ю. П. Виноградова [ Лт. В основе этих методов лежит некоторая функция комплексного переменного, реализующая конформное отображение неизвестной области течения на круг вспомогательной плоскости. Задавая эту функцию в виде ряда, коэффициенты которого зависят от времени, из условий на подвижной границе для коэффициентов можно получить систему обыкновенных дифференциальных уравнений, для расчетов, впрочем, очень сложную. Следует отметить, что при неодномерном стягивании контура нефтеносности к скважине получается согласно этим решениям физически нереальный результат в виде точки возврата задолго до прорыва воды к скважине ( рис. VII. Возможная причина лежит в неучете илерционных сил и капиллярных эффектов. [18]
Установлена и научно обоснована закономерность неравномерного стягивания контуров нефтеносности. [19]
В этой главе задачи о стягивании контура нефтеносности решаются при тех же условиях, которые были оговорены в § 1 предыдущей главы: рассматривается плоское установившееся горизонтальное движение однородной несжимаемой жидкости в однородном пласте к гидродинамически совершенным скважинам; жидкость движется в пласте по линейному закону фильтрации в условиях водонапорного режима, причем кровля и подошва пласта горизонтальны. При такой идеализированной постановке задач, когда игнорируются различия в вязкостях и плотностях нефти и воды и изменения в эффективной проницаемости пласта при вытеснении нефти водой, невозможно учесть некоторые очень важные особенности продвижения контура нефтеносности в реальных пластовых условиях. Однако математически строгое решение задач при сформулированных выше простейших условиях позволяет точно установить ряд интересных особенностей продвижения контура нефтеносности в пласте в зависимости от его начальной формы и начальных расстояний до скважин, а также от числа скважин, расстояний между ними и системы их расстановки. [20]
 |
Схемы размещения скважин. [21] |
Наилучшим показателем интенсивности разработки является скорость стягивания контура нефтеносности. [22]
В центральной части залежи ( на участке предполагаемого стягивания контура нефтеносности) введено в эксплуатацию 10 скважин - ранее остановленных на эксперимент, возвращенных с нижних пластов и специально пробуренных. В настоящее время эксплуатируется 35 % скважин от общего числа за весь период разработки месторождения; почти все скважины обводнены. [23]
Последний эксплуатационный ряд участка залежи разрабатывается при одностороннем стягивании контура нефтеносности: т300 и, А10 м, dll, шэф. [24]
Более правильно оценивать интенсивность разработки следует по скорости стягивания контуров нефтеносности. Этот показатель лучше отражает условия эксплуатации пластов, так как он не зависит от размера и формы залежи. Кроме того, скорость вытеснения нефти влияет на суммарную нефтеотдачу пласта и может служить критерием целесообразности применяемой системы разработки пласта. [25]
При разработке нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима происходит стягивание контура нефтеносности под напором контурных вод. Перемещение границы двух флюидов-газа и нефти - происходит также при газонапорном режиме под действием газовой шапки, объем которой может увеличиваться или уменьшаться. [26]
В таком пласте целесообразно бурение резервных скважин вдоль линии стягивания контуров нефтеносности. [27]
В непрерывном пласте целесообразно бурить резервные скважины вдоль линии стягивания контура нефтеносности. [28]
Точная оценка влияния различия в вязкостях воды и нефти на стягивание контура нефтеносности к группе скважин представляет большие трудности. Еще большие усложнения получаются при попытке учесть изменения в эффективной проницаемости пласта за счет проникновения воды в область, ранее занятую водой. При учете всех этих факторов проблема стягивания контура нефтеносности до сих пор не имеет сколько-нибудь строгого и общего математического решения. [29]
Первые исследования ее, возникшие в связи с вопросом о стягивании контура нефтеносности при водонапорном режиме течения, принадлежат Л. С. Лейбензону [ Лт. [30]
Страницы: 1 2 3 4