Cтраница 4
При моделировании процесса вытеснения нефти из пористых сред, кроме количественных показателей этого процесса, большой интерес представляет визуальное наблюдение за характером продвижения фронта вытеснения. [46]
При проведении газогидродинамических расчетов были использованы фактические данные о динамике добычи газа и изменении пластового давления по скважинам, степени и характере продвижения контурных вод по площади и разрезу залежи. По Сердюковскому месторождению, расположенному вблизи Березанского месторождения и представленному при моделировании укрупненной пьезометрической скважиной, была учтена динамика пластового давления во времени. [47]
Процесс вытеснения жидкости газом, используемый для определения относительных проницаемостей, в том виде, как он был предложен Велге [29], зависит от характера продвижения фронта вытеснения. В действительности по этому методу определяются только отношения относительных проницаемостей. Поэтому для реализации метода вытеснения требуется определение действительных значений относительной проницаемости некоторыми другими независимыми методами, например по данным капиллярного давления или по данным лабораторных измерений. Методика проведения опытов по вытеснению жидкости газом сравнительно проста и сводится к следующему. Выбирается сравнительно однородный керн и определяются его физические свойства: проницаемость, геометрический объем и пористость. Образец монтируется в кернодержателе, подобном тому, который применяется в опытах по установившемуся течению фаз ( рис. III. С одного конца к керну подается газ, а с другого конца извлекаются газ и нефть. При расчете данных, полученных из этих опытов, должны быть удовлетворены следующие три необходимых условия или предположения. Во-первых, перепад давления, приложенный к керну, должен быть больше некоторой величины, чтобы свести до минимума любые капиллярные концевые эффекты. [48]
В результате бурения в водонефтяной зоне большого количества скважин в течение длительного времени и последующей эксплуатации этих скважин накоплен богатый фактический промысловый материал о характере продвижения поверхности водонефтяного раздела в процессе разработки залежи. [49]
В процессе разработки эксплуатационных объектов с описываемыми системами размещения нагнетательных и добывающих скважин основное внимание при контроле за выработкой запасов уде - ляется динамике изменения пластового давления, характеру продвижения закачиваемой воды, динамике изменения газового фак-тора. Регулирование разработки осуществляется как изменением отборов нефти, так и перераспределением закачиваемой воды в продуктивные пласты. [50]
В работе [28] на ряде конкретных примеров демонстрируется решающее влияние степени неоднородности пласта, характера его расчлененности, наличия непроницаемых линз и глинистых про-пластков на неравномерность выработки запасов и характер продвижения ВНК. В отдельных пластах Мухановского и Туймазинского месторождений за время эксплуатации различие отметок ВНК по отдельным участкам достигло 20 м и даже более. Это еще раз подтверждает необходимость дифференцированного подхода к каждой добывающей скважине, пробуренной на ВНЗ, с точки зрения режимов и технологий отбора. [51]
С успешностью решения рассматриваемого - здесь вопроса связаны обоснованность выбора геологической модели продуктивного горизонта месторождения, точность подсчета запасов газа и конденсата объемным методом и, наконец, эффективность выявления характера продвижения вод в разрабатываемую залежь и действенность мероприятий по регулированию этого продвижения. [52]
Условие неизменности забойных и пластовых давлений во всех вариантах позволяет объективно сравнивать их между собой по таким основным показателям, как дебит жидкости и нефти по залежи, объем закачки, характер продвижения контуров нефтеносности. [53]