Cтраница 3
Миграция переходной зоны обусловливается как условиями эксплуатации, так и степенью активности внедрения пластовых вод в залежь. В целом все это приводит к расформированию нефтяных оторочек и увеличению толщины переходной зоны за счет продвижения ее границы не только в пластах с пористостью более 6 %, но и за счет пропитки жидкими пластовыми флюидами низкопористых коллекторов. [31]
Соответственно выделенным толщам площадь месторождения разделена на ряд зон, различных по условиям внедрения пластовых вод в залежь. [32]
Залежь Бонн Глен эффективно разрабатывается без поддержания давления за счет расширения газовой шапки и внедрения пластовой воды. Высокая нефтеотдача объясняется ролью гравитационных сил, способствующих сегрегации выделившегося газа и равномерному продвижению ГНК и ВНК. В целях дальнейшего повышения эффективности разработки предложена рециркуляция газа газовой шапки одновременно с добычей нефти из нефтяной зоны вплоть до 1996 года. Предложено из зоны в пределах начальной газовой шапки и нефтяной зоны, промытой газом при опускании ГНК, отбирать до 4 млн. м / сут газа. [33]
Анализ p / z - зависимостей для зон отдельных УКПГ позволяет сделать вывод о том, что избирательное внедрение пластовых вод в залежь не оказывает заметного влияния на восстановление пластового давления. По большинству УКПГ наблюдается практически газовый режим. [34]
Анализ зависимостей S / z от Одоб для зон отдельных УКПГ позволяет сделать вывод о том, что избирательное внедрение пластовых вод в залежь не оказывает заметного влияния на восстановление пластового давления. По большинству УКПГ наблюдается практически газовый режим. [35]
Система предусматривает обеспечение отбора нефти из нефтегазовой залежи ( с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа, соответствующих темпам снижения давления в нефтяной части залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. [36]
При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений ( Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки ( от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. [37]
При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений ( Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки ( от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. На момент ввода Ямбургского месторождения в разработке уже длительное время находились соседние месторождения-гиганты Уренгой и Медвежье, которые приурочены к единой водонапорной системе. В связи с этим специалистами ВНИИГАЗа при участии P.M. Тер-Саркисова сделана оценка влияния их разработки на Ямбургское месторождение. [38]
Для определения начала водопроявлений по отдельным скважинам газовых и газоконденсатных залежей можно применять методы теории катастроф, аппарат которой служит удобным средством анализа качественных нарушений нормальной работы объектов вблизи моментов возможного внедрения пластовых вод в пласт. [39]
АЯгвк - линейное перемещение ГВК; S - площадь газоносности эксплуатационного участка; Кп & сч - средний коэффициент песчанистости разреза эксплуатационного участка; о - водона-сыщенность коллектора, вызванная внедрением пластовой воды. [40]
Значения основных расчетных величин приведены в безразмерных единицах относительно начальных запасов газа месторождения, оцененных по падению пластового давления на состояние разработки на 1 / 1 1984 г. с учетом эффекта внедрения пластовой воды. [41]
Для определения начала водопроявлений по отдельным скважинам газовых и газоконденсатных залежей можно применять методы теории катастроф, аппарат которой служит удобным средством анализа качественных нарушений нормальной работы объектов в период, непосредственно предшествующий возможному внедрению пластовых вод в пласт. [42]
Проникновение пластовых вод в уплотненные разности пород происходит исключительно по трещинам, и масштабы его, несомненно, меньше, чем по зонам развития карста. Контуры селективного внедрения пластовых вод в залежь за последние 2 - 3 года не претерпели каких-либо существенных изменений. [43]
Для контроля за поведением водоносного бассейна и продвижением пластовых вод в залежи проводятся про-мыслово-геофизические и гидрохимические исследования. Гидрохимический контроль за внедрением пластовых вод в залежь осуществляется на основе анализов проб жидкости, выносимой эксплуатационными скважинами. [44]
В целом эти участки, как уже отмечалось, являются единой газодинамической системой. Отсюда следует, что внедрение пластовой воды в газовую залежь южного участка месторождения Медвежье началось в первом. С момента ввода участка в эксплуатацию прошло 23 мес. [45]