Характеристика - продуктивный пласт
Cтраница 4
Одним из путей решения этих задач является широкое внедрение в практику разработки нефтяных месторождений эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин. Особенности геологического строения нефтяных залежей, многообразие геолого-промысловых условий и характеристик продуктивных пластов требуют в конкретных условиях применения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин, разработку HOBIJIX и дальнейшее совершенствование существующих методов. [46]
 |
Примерная схема оборудования при углекислотной обработке. [47] |
Углекислоту продавливают нефтью в количестве двух объемов НКТ, спущенных в скважину. Затем устье скважины закрывают и оставляют на реагирование в течение 12 - 24 ч в зависимости от характеристики продуктивного пласта. После этого скважину вводят в эксплуатацию на прежнем режиме. Водонагнетательную скважину обрабатывают аналогичным образом. В качестве продавочной жидкости используют воду. После прохождения времени реагирования Водонагнетательную скважину через НКТ пускают на самоизлив до появления чистой воды. Затем производят прямую и обратную промывки и скважину вводят под закачивание воды от кустовой насосной станции. [48]
Наряду с фильтрационными сопротивлениями, обусловленными макрошероховатостью поровых каналов, при притоке флюида к скважине возникают дополнительные фильтрационные сопротивления в перфорационных отверстиях, призабойной зоне пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами. Поэтому эквивалентное значение коэффициента ( J в формуле (5.2) может оказаться несколько выше, чем следует из характеристик продуктивного пласта. В настоящем разделе рассматривается влияние коэффициента ( J на показатели многокомпонентной фильтрации с фазовыми превращениями. [49]
На стадии проектирования решают задачи выбора режима разработки залежи, схемы размещения скважин по площади газоносности выбирают технологический режим эксплуатации и конструкции скважин, обосновывают обустройство газового промысла. Исходную информацию для проектирования разработки получают в результате анализа геологической характеристики месторождения ( литология, стратиграфия, тектоника); характеристик продуктивного пласта ( пористость, проницаемость, геометрические размеры, запасы углеводородов); типа водонапорной системы и положения газоводяного контакта, физических свойств и химического состава пластовой газоконденсатной смеси и воды. [50]
Обычно распределение залежей нефти оценивают по зонам нефтенакопления. Под зоной нефтенакопления понимается определенная группа залежей, общность которых характеризуется приуроченностью к единому структурно-тектоническому элементу II порядка ( крупной структурной зоне), близостью литолого-коллекторской характеристики продуктивных пластов и физико-химических свойств нефти и газа. В платформенной Башкирии в толще терриген-ного девона выделяется до 15 зон нефтенакопления. Среди них следует выделить наряду с валообразными зонами Шкаповского, Кушкульского, Югомашевского типа зоны нефтенакопления, контролируемые грабенообразными прогибами северо-восточного простирания. Бурением достоверно установлены два грабенообразных прогиба - Сергеев-ско - Демский и Тавтиманово-Уршакский. К их восточным бортам, играющим роль нефтеупоров, прилегают залежи нефти, экранируемые со стороны грабена плоскостью этого дизъюнктивного нарушения, а по восстанию пластов - либо зонами замещения песчаников глинистыми породами, либо плоскостями оперяющих грабен разрывов. В зонах нефтенакопления, контролируемых указанными двумя грабенообразными прогибами, открыто более 23 нефтяных месторождений. Разными исследователями на территории Башкирии выделяются еще несколько региональных прогибов северо-западного простирания, но они не имеют столь ярко выраженных черт, присущих тектоническим структурам типа грабена. [51]
Современный этап развития техники и технологии характеризуется внедрением в практику добычи природного газа автоматизированного высокопроизводительного оборудования, а также установок НТС, абсорбционной и адсорбционной очистки и осушки природного газа в блочно-модульном исполнении. При этом большое внимание уделяется выбору технологической системы обустройства месторождения, которая зависит от запасов газа на месторождении, площади и конфигурации его, числа и характеристик продуктивных пластов, рабочих дебитов скважин, устьевого давления, состава газа, наличия в нем конденсата и вредных примесей ( сероводорода, углекислого газа, органических кислот), числа скважин и системы их размещения на месторождении, а также от принятого метода и технологии подготовки газа к транспортированию. На ГДП применяются технологические схемы группового сбора, позволяющие учитывать количество газа и обрабатывать его на УКПГ, размещаемых в центре группы скважин. При групповой системе сбора газа значительно улучшается качество обработки газа за счет внедрения более совершенной техники и технологии. [52]
На динамику отбора жидкости в поздней стадии разработки влияют как природные ( в недрах), так и технологические факторы. Из первых можно выделить: отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды; активность контурных и подошвенных вод; особенности строения залежей нефти ( соотношение нефтяной и водо-нефтяной зон залежей, соотношение нефтенасыщен-ной и водонефтенасыщенной мощности пластов) и литолого-физи-ческая характеристика продуктивных пластов. [53]
Страницы: 1 2 3 4