Cтраница 4
Анализ промысловых данных показывает, что в начальный период разработки месторождения число скважин растет экспоненциально, а затем темпы ввода скважин уменьшаются, поскольку вступают в силу ограничения, связанные с конечностью объема месторождения. Такая динамика типична для всех процессов роста в сложных природных системах. [46]
Из этих же графиков и таблицы следует, что в зависимости от темпов ввода скважин в эксплуатацию сроки разработки по варианту IV в 1, 7, 4 и 6 раз выше, а накопленная добыча нефти и нефтеотдача в 3 4; 6 и 6 5 раза выше по сравнению с результатами расчетов, учитывающих интерференцию скважин в процессе ввода их в эксплуатацию. Из анализа выполненных исследований следует, что результаты гидродинамических расчетов технологических показателей при режиме растворенного газа с учетом реальных условий интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию ( варианты I-III) приближаются к результатам расчетов по варианту IV по мере снижения темпов ввода скважин в эксплуатацию. [47]
Для обеих систем воздействия ( S 4 км и S 2 км) на показатели разработки существенно влияет темп ввода скважин в эксплуатацию в первые 5 и 15 лет разработки горизонта. В последующем по мере увеличения времени эксплуатации это влияние нивелируется и показатели разработки I горизонта за 30 лет по существу не зависят от темпов ввода скважин. [48]
Из этих же графиков и таблицы следует, что в зависимости от темпов ввода скважин в эксплуатацию сроки разработки по варианту IV в 1, 7, 4 и 6 раз выше, а накопленная добыча нефти и нефтеотдача в 3 4; 6 и 6 5 раза выше по сравнению с результатами расчетов, учитывающих интерференцию скважин в процессе ввода их в эксплуатацию. Из анализа выполненных исследований следует, что результаты гидродинамических расчетов технологических показателей при режиме растворенного газа с учетом реальных условий интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию ( варианты I-III) приближаются к результатам расчетов по варианту IV по мере снижения темпов ввода скважин в эксплуатацию. [49]
Следует уточнить, что на первом этапе, как и в условиях водонапорного режима, рост добычи нефти зависит от числа скважин, вводимых в эксплуатацию. Но в отличие от водонапорного режима абсолютный рост добычи нефти может быть разным в зависимости от темпа ввода скважин в эксплуатацию. Чем медленнее темп ввода скважин в эксплуатацию, тем ниже достигаемая текущая добыча нефти, что связано с получением более низких начальных дебитов скважин. [50]
Изменяя темп ввода элементов в разработку ( кривые 1, 2, 3 на рис. 52) при перепаде давления, равном 25 кгс / см2, в первые годы получаем более устойчивый отбор при небольшом количестве добываемой жидкости. При рассмотрении для этих же вариантов накопленных показателей ( рис. 53 и 54) приходим к выводу, что при принятых условиях за первые 10 лет лучшим является вариант с Ар 25 кгс / см2 и ускоренным темпом ввода скважин в разработку. Таким образом, темп ввода скважин в совокупности с перепадом давления оказывает большое влияние на весь процесс разработки и на всех его стадиях. [51]
Изменение фонда скважин приводит к изменению вида моделей или их параметров, описывающих кривую суммарной добычи газа. Увеличение числа скважин вызывает рост добычи газа. Так, по Западному Шатлыку, несмотря на снижение темпа ввода скважин, добыча постоянно растет. В то же время уменьшение числа вводимых скважин вызывает также и уменьшение темпа роста добычи газа. [52]
Анализ приведенных выше результатов позволил определить, что изменение фонда скважин приводит к изменению вида моделей или значений их параметров, описывающих кривую суммарной добычи газа. Увеличение количества скважин вызывает рост темпа добычи газа. Так, по месторождению Западный Шатлык, несмотря на снижение темпа ввода скважин, темп роста добычи постоянно повышается. В то же время уменьшение количества вводимых скважин вызывает также и уменьшение темпа роста добычи газа. [53]
Пористость всех пластов одинакова, т 0 22, вязкость нефти [ j H 3 6 сПз, вязкость воды JJ. Пласты I - IV имеют размеры: ширину S 3600 м и длину В 6720 м, в пределах каждого из которых размещено пять рядов эксплуатационных скважин по сетке 2аЬ - - 480x600 м ( 28 8 га / скв) между двумя рядами нагнетательных скважин. На каждом пласте размещено 70 эксплуатационных и 28 нагнетательных скважин. Рассматривается три варианта по темпу ввода скважин в эксплуатацию: tl 0 лет ( мгновенный квод), t2 6 лет и t3 12 лет. [54]
После этого-с использованием данных технологических показателей разработки для найденного предельного значения коэффициента нефтеотдачи определяется соответствующая ему доля нефти в потоке продукции скважины последнего ряда. Эти расчеты проводятся для различных процентов обводнения продукции первых рядов при их отключении и выбираются оптимальные для выбранных условий величины доли нефти в потоке жидкости из скважин при их отключении. Затем рассчитываются технологические показатели дли одного элемента залежи на 1 м мощности пласта па выбранному оптимальному условию. Эти данные используются дальше при определении технологических показателей с учетом темпа ввода скважин в разработку всего месторождения. [55]