Cтраница 2
Построение моделей таких коллекторов связано с определенными трудностями: керн, отбираемый при бурении, как правило, не отражает истинной трещиноватости коллекторов; геофизические методы исследования коллекторов характеризуют небольшую призабойную зону пласта, в то время как протяженность, ориентация и размеры трещин могут иметь широкий диапазон изменения. [16]
В работе [124] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещиноватости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде. [17]
Количество проникающего в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора зависит от его качества, значения противодавления на пласт в процессе его вскрытия, степени трещиноватости коллектора, времени контакта бурового раствора с пластом. Цементирование эксплуатационной колонны может также оказывать отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны, в особенности, когда пластовое давление ниже или выше гидростатического. [18]
Опыт разработки нефтяных месторождений Башкортостана при различных геолого-промысловых условиях свидетельствует, что основной причиной опережающего обводнения скважин являются слоистая и площадная неоднородность объектов разработки, а также естественная и техногенная трещиноватость коллектора, характерная для ПЗ нагнетательных скважин. [19]
Проницаемость призабойной зоны / Сп отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважин, а также литологическую неоднородность, различие физико-химических свойств и трещиноватость коллектора. Через приведенный радиус скважины г0 оцениваются аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости по мощности горизонта. [20]
При сопоставлении данных СЛБО и КСП установлено, что на участках относительно слабого изменения трещиноватости располагаются скважины с низкими значениями КСП и наоборот, что позволяет сделать вывод о прямой корреляционной зависимости между значениями КСП и изменением трещиноватости коллекторов. Анализ изменения дебитов скважин в результате СА-воздействия показал, что основное увеличение притоков нефти приходится на скважины, расположенных в зонах минимального изменения трещиноватости. Эти зоны в плане, как правило, имеют вытянутую форму, что достаточно удобно для их разбуривания одной или двумя горизонтальными скважинами. [21]
Таким образом, термогидрогазодинамические исследования скважин на месторождениях с карбонатным коллектором большой толщины достаточно эффективны. Трещиноватость коллектора не накладывает существенных изменений на ЭКДТ. [22]
Таким образом, коэффициент упругоемкости трещинно-кавер-нозного коллектора, помимо упругих свойств пласта и насыщающей жидкости, зависит от соотношения трещинной и кавернозной пористости. Так как трещиноватость коллектора обычно резко изменяется в пределах залежи, следует ожидать существенных изменений коэффициента упругоемкости пласта. [23]
Дальнейшее увеличение коэффициента трещиноватости ( с 0 1 до 0 25 %) приводит к резкому увеличению дебита скважины, затем темп роста дебита значительно снижается. Дебит скважины зависит не только от трещиноватости коллектора, но и от вида и степени сообщаемости их в пласте. Примером сказанного может служить скв. [24]
В табл. 39 приводятся некоторые результаты расчетов трещиноватости кавернозно-трещиноватого коллектора Ре-чицкого месторождения. В связи с тем, что некоторые данные в расчетах были приняты условно, а другие были получены по результатам исследования скважин после их многократной кислотной обработки, эти расчеты следует рассматривать лишь в качестве методического примера. [25]
Все это крайне ограничивает изучение трещиноватости коллекторов по керну. Поэтому ниже дается специальная глава, в которой изучение трещиноватости коллекторов основано на использовании результатов промысловых исследований. [26]
В связи с этим интересно проанализировать разработку месторождений высоковязких нефтей, имеющих трещиновато-пористые коллекторы, с целью определения степени влияния каждого из факторов на нефтеотдачу. Для такой оценки важно выбрать залежь с особо вязкой нефтью и резко выраженной трещиноватостью коллектора. [27]
Затруднения по проведению изоляции пластовых вод в обвод-нившихся скважинах наблюдались на Коробковском, Мессоях-ском месторождениях и большинстве месторождений Краснодарского края. На Коробковском месторождении после проведения изоляционных работ скважины вновь быстро обводнялись из-за трещиноватости коллекторов. [28]
При повышении температуры дегазация резко активизируется. Несмотря на небольшое количество растворенного в ярегской нефти газа в условиях низкого пластового давления и сильной трещиноватости коллектора, делающей невозможным повышение давления закачкой того или иного агента, рациональное использование энергии выделяющегося газа может дать определенный эффект. [29]
Известно, что на продуктивность обычных ( ВС) скважин определяющее влияние оказывают пористость, проницаемость и трещиноватость коллектора. Для условий С - Бавлинского месторождения проницаемость оценивалась через величину эффективной пористости тэ т - К 4, где т - открытая пористость, а К - начальная нефтенасыщенность по ГИС. [30]