Высокий темп - отбор - жидкость
Cтраница 2
При этом необходимо иметь в виду, что довольно часто задача заключается не только в обеспечении фонтанной эксплуатации в течение всего срока разработки залежи, но и при высоких темпах отбора жидкости из пласта и при высоких буферных давлениях на скважинах, позволяющих применять наиболее прогрессивные напорные системы сбора нефти и газа. [16]
Опыт длительной работы скважин с искусственно консолидированными породами показывает, что при современных темпах разработки месторождений многие вначале успешные операции по закреплению пород пласта в конечном счете оказываются неэффективными. Высокие темпы отбора жидкости при разработке месторождений ведут к резкому увеличению напряжений в скелете породы; искусственный цемент, связывающий зерна песка, разрушается, и начинается вынос породы из пласта в скважину. [17]
Следует иметь в виду, что площадное заводнение жестко. Обеспечивая высокие темпы отбора жидкости, оно на практике не приспособлено для регулирования разработки. [18]
Вопрос о влиянии скорости фильтрации на нефтеотдачу непосредственно связан с вопросом выбора темпа разработки нефтяных месторождений. Нередко высказывается мнение, что высокие темпы отбора жидкости или не влияют [30], или приводят к снижению полноты извлечения нефти и тем самым ставится под сомнение необходимость сокращения сроков разработки нефтяных залежей. [19]
На IV стадии стоят несколько противоречивые задачи: 1) увеличение темпов добычи жидкости; 2) сокращение объемов добываемой попутной воды. С одной стороны, надо поддерживать высокие темпы отбора жидкости, чтобы отодвинуть наступление предела рентабельности эксплуатации скважин; с другой стороны, необходимо применять все методы по сокращению объемов добычи попутной воды. [20]
Таким образом, многочисленные теоретические, лабораторные и промысловые исследования позволяют считать доказанным, что повышение темпов отбора жидкости при разработке залежей в условиях вытеснения нефти водой приводит, как правило, к увеличению коэффициента использования запасов, а следовательно, и коэффициента нефтеотдачи. В связи с этим при разработке нефтяных месторождений необходимо придерживаться высоких темпов отбора жидкости, а следовательно, и нефти. [21]
Залежь нефти пласта Дг Леонидовской площади подразделяется на четыре отдельных участка: центральный, северный, южный, и западный, разрабатываемые при различных темпах отбора жидкости. Центральный и западный участки характеризуются более однородным строением и разрабатывались при высоких темпах отбора жидкости. Северный и южный участки имеют менее однородное строение: часто песчаники замещены алевролитами. [22]
Важен в работе [79 ] вывод о том, что высокие средние скорости фильтрации приводят к увеличению количества воды, проходящей через норовое пространство пласта. Таким образом, одним из основных факторов получения больших коэффициентов нефтеизвлечения автор правильно считает высокие темпы отбора жидкости, а увеличение количества воды, промывающей залежь, рассматривает как следствие высоких скоростей фильтрации. [23]
Залежи нефти шестых горизонтов балаханской свиты и НК свиты нижнего отдела продуктивной толщи имеют малые площади нефтеносности, что обеспечивает хорошую связь между площадью отбора и законтурной областью, являющейся большой водонапорной системой. Песчано-алевритовый состав пород ( содержание песков достигает 90 - 95 %) и их относительная однородность по сравнению с другими нефтесодержащими коллекторами продуктивной толщи обусловили высокую проницаемость ( быстрое продвижение контурных вод от крыльев вверх по восстанию пластов), что наряду с другими факторами способствовало наиболее полной выработке этих залежей. По этой причине, а также из-за большой плотности сетки скважин и высоких темпов отбора жидкости в начальный период разработки процесс обводнения скважин и залежи протекал крайне быстро. [24]
 |
Зависимость обводненности продукции скважин от текущего коэффициента нефтеотдачи пласта. Месторождения. [25] |
Нами были детально проанализированы отдельные участки пласта Дп Туй-мазинского и пласта Дх Леонидовского месторождений. В пласте Д: Леонидовской площади также образовались четыре самостоятельных участка со следующими условными названиями: центральный, северный, южный и западный. Ниже кратко описаны полученные результаты исследований по этим объектам. В результате анализа выявлено, что высокие темпы отбора жидкости из залежи в течение всего периода разработки поддерживались на юго-восточном участке. [26]
Все эти залежи имеют небольшие размеры. Лишь по одной залежи - бобриков-ской Арчединского месторождения, на которой скважины расположены в одном ряду по оси структуры, средняя сетка скважин в начальном контуре нефтеносности равна 53 га / скв. Таким образом, геологические и технологические факторы способствуют успешной разработке этих залежей. Однако динамика отбора нефти и воды из них характеризуется иными показателями по сравнению с большинством рассмотренных залежей, отличаясь от них высокими темпами отбора жидкости. [27]
Страницы: 1 2