Cтраница 3
Характерные условия месторождений Ставропольского края создают значительные трудности в процессе контроля за их разработкой. Наблюдения за распределением пластовых давлений по залежам, их изменение в процессе разработки и сопоставление этих данных с эксплуатационными показателями - такими, как отборы жидкости по скважинам, распределение отборов по залежи, характер и темпы обводнения скважин и залежи, - в целом позволяют судить об основных процессах разработки. [31]
Повышение отбора жидкости до указанной величины в скважинах водонефтяных зон пласта Jl Туймазинсксго месторождения соответствует оптимальным условиям эксплуатации, при которых увеличение депрессии на пласт не приводит к нарушениям линейного закона фильтрации. В случаях 3 - х и более кратного повышения отборов жидкости могут возникнуть условия, при которых депрессия на пласт значительно превысит ее начальное значение. В результате возрастают темпы обводнения скважин. [32]
Метод регулирования пластового давления при заводнении с целью предотвращения образования трещин и ограничения темпов обводнения скважин проходит опытно-промышленную проверку на залежах с искусственным аномально высоким пластовым давлением. Например, исследованиями установлено, что на Осинском месторождении при начальном пластовом давлении 118 кгс / см2 трещинная проницаемость карбонатного пласта составляет 130 мд или 65 % от проницаемости пор, при увеличении пластового давления до 218 кгс / см2 трещинная проницаемость возрастает до 260 мд и становится на 30 % выше проницаемости пор, а при пластовом давлении 286 кгс / см2, равном вертикальному горному давлению, трещинная проницаемость достигает 500 мд и в 2 5 раза превышает лроницаемость пор. В таком же порядке увеличиваются темпы обводнения скважин и нарушается нормальная динамика обводнения, характерная для гранулярного коллектора. Очевидно, верхний предел повышения пластового давления должен быть таким, чтобы не допускать превышения трещинной проницаемости над гранулярной. [33]
Методы третьей группы не требуют схематизации исходной задачи. Они позволяют учитывать неоднородность продуктивного пласта по коллекторским свойствам, произвольность сетки размещения скважин на площади газоносности, произвольность границ пласта и другие факторы. Поэтому удается проследить закономерности движения границы раздела газ - вода, установить очередность и темпы обводнения скважин. [34]
Вопрос о влиянии плотности сетки на обводнение скважин находится еще в стадии изучения. Авторы работ [145, 51] считают, что относительный объем попутно добываемой воды не зависит от плотности сетки. Это, видимо, в общем случае справедливо, так как в конечном счете уплотнение сетки увеличивает коэффициент охвата залежи вытеснением, что приводит к уменьшению темпа обводнения скважин. Однако характер влияния плотности сетки зависит от условий конкретных месторождений. [35]
Методы третьей группы не требуют схематизации исходной задачи. Они позволяют учитывать неоднородность продуктивного пласта по коллекторским свойствам, произвольность сетки размещения скважин на площади газоносности, произвольность границ пласта и другие факторы. Поэтому удается проследить закономерности движения границы раздела газ - вода, установить очередность и темпы обводнения скважин. Очевидно, что такие результаты можно получать лишь прибегая к численному интегрированию на ЭВМ соответствующих двумерных краевых задач теории водонапорного режима газовых месторождений. Проблема нестационарного конусообразования также относится к двумерным задачам подземной газогидродинамики. [36]
Методы третьей группы не требуют схематизации исходной задачи. Они позволяют учитывать неоднородность продуктивного пласта по коллекторским свойствам, произвольность сетки размещения скважин на площади газоносности, произвольность границ пласта и другие факторы. Поэтому удается проследить закономерности движения границы раздела газ - вода, установить очередность и темпы обводнения скважин. Очевидно, что такие результаты можно получать лишь прибегая к численному интегрированию на ЭВМ соответствующих двумерных и трехмерных краевых задач теории водонапорного режима газовых месторождений. Проблема нестационарного конусообразования также относится к двумерным задачам подземной газогидродинамики. [37]
На показатели добычи нефти и разработки залежи влияют продолжительность периода безводной эксплуатации и темп обводнения добываемой продукции. Характер влияния на показатели добычи нефти и разработки залежи безводного периода эксплуатации очевиден: с увеличением этого периода улучшаются показатели разработки. Следовательно, для обеспечения планируемой конечной нефтеотдачи в 55 - 65 % более половины извлекаемых запасов нефти приходится добывать за водный период эксплуатации. Эти данные показывают, насколько большое значение имеет темп обводнения скважин для практики разработки. [38]
Объемы бурения на этих двух этапах намечаются при проектировании разработки. В процессе разработки пласта добывающий фонд скважин претерпевает изменения. С одной стороны, по мере выработки запасов нефти и роста обводненности скважины выводятся из эксплуатации, а с другой - постепенно добуриваются новые скважины: резервные и пропущенные по каким-либо причинам скважины основного фонда. Полное разбуривание залежи практически завершается к концу основного периода разработки месторождения. В условиях внутриконтурного заводнения залежей, когда месторождение делится нагнетательными рядами на блоки или полосы, темп обводнения скважин в меньшей степени зависит от расстояния между линиями нагнетания и отбора. [39]