Уровень - добыча - жидкость
Cтраница 2
 |
Зависимость дебита жидкости от числа скважин. [16] |
Наличие на всех трех опытных полях скважин, вскрывающих перфорацией как обе продуктивные пачки совместно ( большинство скважин), так и одну из них, а также разная фактическая продолжительность работы отдельных скважин в течение рассматриваемого месяца исключает возможность построения экспериментальной зависимости уровня добычи жидкости от числа реальных скважин, находившихся в эксплуатации в данном месяце. Необходимо строить зависимость между уровнем добычи и расчетным числом скважин. [17]
На уровень добычи жидкости, помимо плотности сетки скважин ( числа скважин), оказывают влияние особенности геологического строения пластов, продуктивность пластов и скважин, система разработки. Выяснение зависимости уровня добычи жидкости от числа скважин поданным эксплуатации полей, имеющих разную плотность сетки скважин, возможно при тщательном изучении всех факторов, определяющих уровень добычи на каждом поле. В случае необходимости должна проводиться корректировка фактических уровней добычи опытных полей с учетом различия всех факторов. [18]
 |
Погрешности пластовых давлений при моделировании скважин. [19] |
Такой метод задания граничных условий имеет ряд преимуществ. Прежде всего изменение уровня добычи жидкости на последующие годы обычно неизвестно. Моделирование при этом осуществляется при различных забойных давлениях и давлениях на линии нагнетания. Задание давлений в нагнетательных скважинах обеспечивает относительное постоянство среднего пластового давления при значительных изменениях дебитов эксплу-атациодных скважин. [20]
Затем были проведены расчеты по изменению дебита нефти и воды во времени в целом по залежи. При этом допускалось, что уровень добычи жидкости, достигнутый в 1967 г., сохранится неизменным до конца разработки залежи. Расчеты велись до 97 % обводненности добываемой продукции, К этому времени нефтеотдача составит 61 3 % при водном факторе, примерно равном единице. [21]
При проведении новохазинского эксперимента условно выделялись две стадии. На первой стадии ( сравнительно короткой по времени) основной задачей ставилось изучение влияния плотности сетки скважин на уровень добычи жидкости. На второй стадии ( более длительной) необходимо было изучить влияние плотности сетки скважин на закономерности обводнения скважин и выработки пластов, на величины и изменение во времени темпа добычи нефти, во-донефтяного фактора, текущей и конечной нефтеотдачи. [22]
В реальных условиях пласты не являются однородными по проницаемости и толщине. Довольно часто наблюдаются явления выклинивания пластов и замещения их непроницаемыми породами. Поэтому при прочих равных условиях уровень добычи жидкости из неоднородного пласта зависит не только от числа добывающих и нагнетательных скважин, но и их расположения относительно зон малопроницаемых и малой толщины продуктивного пласта, линии выклинивания или замещения пласта непроницаемыми породами. Зависимость уровня добычи жидкости от числа скважин в этих условиях становится корреляционной, а не функциональной. Одно и то же число добывающих скважин может обеспечить различные уровни добычи жидкости при неизменном относительном расстоянии их друг от друга, но при неодинаковом положении скважин относительно зон резкого изменения свойств продуктивного пласта. [23]
Для месторождений первой группы ( типа) характерно медленное выбывание фонда скважин из-за обводнения в связи с тем, что водонефтянои раздел в процессе разработки поднимается преимущественно вертикально; вода в скважинах появляется через относительно короткий интервал времени после начала эксплуатации и происходит медленное нарастание обводненности. Для месторождений первой группы характерно сохранение или увеличение уровня добычи жидкости в поздней стадии. К этой группе относятся залежи нефти, разрабатываемые при законтурном или приконтурном заводнении ( или на естественном упруго водонапорном режиме без поддержания давления), залежи с высокой вязкостью нефти и обширными начальными водонефтяными зонами. [24]
Уже к началу 50 - х годов практически все нефтяные месторождения вступали в эксплуатацию только на основании технологических схем разработки. Однако это не означало, что к этому времени вопросы определения технологических показателей эксплуатации нефтяных залежей при проектировании разработки нефтяных месторождений были уже решены. В это время были созданы лишь методы расчета уровня добычи жидкости по скважинам. [25]
При этом необходимо иметь в виду, что одновременно с вводом дополнительных эксплуатационных скважин интенсифицировалась система заводнения. Поэтому при вводе дополнительных скважин на Арланском месторождении прирост уровня добычи жидкости был практически пропорционален приросту числа скважин. [26]
В реальных условиях пласты не являются однородными по проницаемости и толщине. Довольно часто наблюдаются явления выклинивания пластов и замещения их непроницаемыми породами. Поэтому при прочих равных условиях уровень добычи жидкости из неоднородного пласта зависит не только от числа добывающих и нагнетательных скважин, но и их расположения относительно зон малопроницаемых и малой толщины продуктивного пласта, линии выклинивания или замещения пласта непроницаемыми породами. Зависимость уровня добычи жидкости от числа скважин в этих условиях становится корреляционной, а не функциональной. Одно и то же число добывающих скважин может обеспечить различные уровни добычи жидкости при неизменном относительном расстоянии их друг от друга, но при неодинаковом положении скважин относительно зон резкого изменения свойств продуктивного пласта. [27]
В реальных условиях пласты являются неоднородными по проницаемости и мощности. Довольно часто наблюдаются явления выклинивания пластов и замещения их непроницаемыми породами. Поэтому при прочих равных условиях на уровень добычи жидкости из неоднородного пласта влияет не только число эксплуатационных и нагнетательных скважин, но и их расположение относительно зон малопроницаемых и малой мощности продуктивного пласта, линий выклинивания или замещения пласта непроницаемыми породами. Зависимость уровня добычи жидкости от числа скважин в этих условиях становится корреляционной, а не функциональной. [28]
В реальных условиях пласты являются неоднородными по проницаемости и мощности. Довольно часто наблюдаются явления выклинивания пластов и замещения их непроницаемыми породами. Поэтому при прочих равных условиях на уровень добычи жидкости из неоднородного пласта влияет не только число эксплуатационных и нагнетательных скважин, но и их расположение относительно зон малопроницаемых и малой мощности продуктивного пласта, линий выклинивания или замещения пласта непроницаемыми породами. Зависимость уровня добычи жидкости от числа скважин в этих условиях становится корреляционной, а не функциональной. [29]
Как известно, осуществление промышленного эксперимента по разрежению сетки размещения скважин на Бавлинском месторождении намечалось с целью решения двух очень важных задач. Этот ответ кратко можно сформулировать следующим образом: для условий однородного пласта залежи Бавлинского нефтяного месторождения можно сохранить или даже несколько увеличить уровень добычи жидкости при остановке части эксплуатационного фонда скважин с условием изменения режима работы ( забойных давлений) по скважинам, оставшимся в эксплуатации. [30]
Страницы: 1 2