Cтраница 2
Что касается новых площадей, то основным методом воздействия с целью поддержания давления здесь также является законтурно-приконтурное заводнение. По некоторым объектам ( I горизонт продуктивной толщи месторождений Кюровдаг и Мишовдаг) оно проводится в сочетании с внутриконтурным заводнением по схеме-разрезания. Анализ этих процессов комбинированного заводнения показал, что разрезание является весьма эффективным мероприятием по интенсификации разработки новых площадей. [16]
Первый такой опыт был осуществлен в 1958 г. в нефтяных скважинах верхнего отдела продуктивной толщи месторождения Нефтечала. [17]
Применительно к разностным методам решения задач филь - - трации флюидов в пласте использование понятий цикла и средних параметров по циклу вполне разумно и обоснованно. Действительно, сеточные модели представляют собой совокупность элементарных блоков, размеры которых по горизонтали составляют тысячи, а по вертикали-десятки метров. При описанном геологическом строении продуктивной толщи месторождения А естественно полагать, что в пределах отдельного элементарного блока огромное многообразие параметров переслаивающихся пластов и пропластков будет усредняться по площади и по вертикали. Поэтому перспективно было бы построение трехмерной геологической модели залежи, основанной на изложенном подходе. Для этого необходимо, чтобы геологическая модель была представлена набором карт коэффициентов пористости, проницаемости и газонасыщенности по горизонтальным слоям с определенным шагом по вертикали или, в идеальном случае, набором километровых, сеток этих параметров. Такая задача, представляющая собой отдельную, весьма интересную и актуальную проблему, до сих пор не решена. В существующих работах геологическая модель сеноманских залежей газа представлена скорее с качественной, нежели с количественной стороны. [18]
Кроме того, в состав буровых вод нередко входят недиссоциированные окислы, например А1203, Fe03 и особенно SiOa, находящиеся в растворе в коллоидном состоянии. В некоторых буровых водах относительные количества этих двух ионов таковы, что в пересчете на соль не менее 90 % от сухого остатка должно быть отнесено за счет хлористого натрия. Таковы, например, воды нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Эмбы, воды верхнего отдела продуктивной толщи Бакинских месторождений и др. По сравнению с ионом Na другие катионы, даже Са и Mg, представлены в буровых водах несравненно слабее. [19]
Зависимость функции / от водонасыщенности для ряда материалов представлена на рис. III. Приведенные данные показывают, что каждый материал имеет свою независимую кривую. Браун [ 91 использовал функцию / для корреляции данных капиллярного давления, полученных при исследовании кернов, отобранных из продуктивной толщи Эдвардса месторождения Джоурдантон. [20]
Монтируют передвижную систему глушения, предусмотренную для серо-водородсодержащих месторождений. Извлекают троссовыми операциями глухую пробку А-НР. Линии высокого давления спрессовывают на 70 МПа. Рассчитывают давление гидроразрыва пласта согласно Технологическому регламенту на вскрытие и крепление до 600 м продуктивной толщи месторождения Тенгиз, допускаемое давление на трубы и обсадную колонну, а также необходимое давление в затрубном пространстве, которое следует поддерживать постоянным при глушении. Заполняют линии глу-шения на поверхности жидкостью глушения. В затрубном пространстве повышают давление до рассчитанного значения, которое необходимо поддерживать постоянным. Открывают задвижку прямой промывки и медленно начинают закачку раствора в трубы в соответствии с рассчитанным режимом глушения. Если давление на пласт приближается к давлению его гидроразрыва, то закачку прекращают до тех пор, пока давление не снизится. [21]
Кроме того, в состав буровых вод нередко входят недиссоциированные окислы, например А1203, Fe03 и особенно S102, находящиеся в растворе в коллоидном состоянии. Из перечисленных ионов с количественной стороны на первом месте должны быть поставлены ионы Na и СГ. В некоторых буровых водах относительные количества этих двух ионов таковы, что в пересчете на соль не менее 90 % от сухого остатка должно быть отнесено за счет хлористого натрия. Таковы, например, воды нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Эмбы, воды верхнего отдела продуктивной толщи Бакинских месторождений и др. По сравнению с ионом Na другие катионы, даже Са и Mg, представлены в буровых водах несравненно слабее. [22]