Фрагмент - месторождение
Cтраница 1
 |
Фрагмент газовой залежи массивного типа, характеризующий приконтурную часть залежи, вскрытой горизонтальной скважиной с Imp 920 м. [1] |
Фрагмент месторождения, показанный на рис. 4.4, вскрывается одной горизонтальной скважиной. При моделировании фрагментов месторождения, вскрытого горизонтальной скважиной, предполагалось, что если на фрагменте массивного типа, характеризующем прикон-турную часть залежи, с наиболее плохими условиями для разработки будут получены высокие коэффициенты газоотдачи, то при освоении центральной части залежи технологических проблем не возникнет. [2]
Эти выходы представляют фрагменты крупного разрушенного месторождения, располагавшегося в пределах Карасязь-Таспасского антиклинального поднятия в средней части Беке-башкудукского вала. Битум в пластах вязкий, пластичный, наблюдается высачивание вязкой мальты из пластов. [3]
Влияние длины горизонтального ствола, вскрывшего фрагмент месторождения пластового типа, характеризующего приконтурную часть залежи с параметрами, соответствующими физическим свойствам пласта БУю-п ( валанжинские отложения Уренгойского газоконденсат-ного месторождения), на коэффициенты текущей и конечной газоотдачи при различных интенсивностях годового отбора изучено вариантами, представленными в табл. 4.9. Эксперименты выполнены с использованием только горизонтальных скважин ( см. рис. 4.5), так как применение вертикальных скважин на данном месторождении менее рентабельно. [4]
Однородные и неоднородные по коллекторским свойствам фрагменты месторождения пластового типа, вскрытые горизонтальной скважиной, показаны на рис. 4.5. В целом залежь в валанжинских отложениях условно разделена на фрагменты ( см. рис. 4.1, б), из которых наихудшие условия эксплуатации имеют фрагменты приконтурных зон, где контурная вода достаточно близка и в процессе разработки может преждевременно обводнить скважину. [5]
Проведенные математические эксперименты показывают, что темпы отбора газа из фрагментов месторождения при прочих равных условиях не влияют на конечные коэффициенты газоотдачи. [6]
Приведенные выше табличные данные должны быть проанализированы для каждого месторождения или фрагмента проектируемого месторождения. При этом должны быть рассмотрены влияния на прогнозтгруемые показатели следующих факторов. [7]
Анализ выполненных работ по лабораторным и промысловым исследованиям, а также исследованиям путем моделирования фрагментов месторождений показал, что влияние интенсивности отбора на газоотдачу в условиях применения горизонтальных скважин практически не изучено. [8]
В зависимости от коллекторских свойств пластов, вскрываемых вертикальными скважинами, созданы два варианта модели фрагментов месторождений массивного типа: однородный и неоднородный. [9]
 |
Выделение фрагментов месторождения массивного ( а и пластового ( б типа, характеризующих различные части залежи. [10] |
Решение задачи, связанной с влиянием интенсивности отбора газа на коэффициент газоотдачи, было осуществлено путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений, разработки программы расчета, ее отладки и проведения математических экспериментов. Моделирование фрагментов месторождений использовали, исходя из предположения, что месторождение разбивается на элементы ( фрагменты), как это показано на рис. 4.1, а, б, которые имеют идентичные граничные условия, и в силу их идентичности нет необходимости рассматривать месторождение в целом. Если фрагменты имеют различные граничные условия, то в таком случае на границах каждого фрагмента можно задать источники с различными интен-сивностями подтока. Это будет возможно только в том случае, если имеются необходимые данные по эксплуатации или информация о параметрах пласта данного элемента месторождения. [11]
По результатам математических экспериментов с применением горизонтальных скважин, приведенным в табл. 4.7 - 4.8 при различных интенсивностях отбора газа из фрагментов месторождения массивного типа, характеризующего как центральную, так и приконтурную часть залежи, видно, что коэффициент газоотдачи не зависит от величины годового отбора. Высокие коэффициенты газоотдачи ( рг 90 % от начальных запасов) получены как при высоком 10 % - ном, так и при низком ( около 4 5 %) темпе отбора газа. [12]
Отмеченные выше особенности метода подсчета запасов газа с использованием геолого-математических моделей целесообразно показать на примере многослойной неоднородной залежи. Фрагмент месторождения показан на рис. 6.9 а, б, в. По своим параметрам этот фрагмент достаточно близок к параметрам сеноманских залежей месторождений севера Тюменской области. Толщина залежи равна 72 м и состоит го 6 пропластков по 12 м и из 0-метрового водоносного пласта Последовательность залегания высоко - и низкопроницаемых пропластков задается по-разному с целью выяснения влияния фильтрационных свойств на степень участия пропластков в процессе отбора газа го месторождения Отбор газа осуществляется из четырех верхних пропластков, независимо от их последовательности залегания. [13]
Отмеченные выше особенности метода подсчета запасов газа с использованием геолого-математических моделей целесообразно показать на примере многослойной неоднородной залежи. Фрагмент месторождения приведен на рис. 5.6. По своим параметрам этот фрагмент достаточно близок к параметрам сено-манских залежей Севера Тюменской области. Толщина залежи равна 72 м и состоит она из шести пропластков по 12 м и из 70-метрового водоносного пласта. Последовательность залегания высоко и низкопроницаемых пропластков задается по-разному с целью выяснения влияния фильтрационных свойств на степень участия пропластков в процессе отбора газа из месторождения. Отбор газа осуществляется из четырех верхних пропластков, независимо от последовательности их залегания. [14]
 |
Выделение фрагментов месторождения массивного ( а и пластового ( б типа, характеризующих различные части залежи. [15] |
Страницы: 1 2