Промысловая характеристика

Cтраница 2

Таким образом, построенная цифровая модель может рассматриваться как имитирующая динамику основных промысловых характеристик скважин - дебитов, пластовых давлений, продвижения ГВК. В работе [23] исследуется один из важнейших факторов рациональной разработки - конечная газоотдача в зависимости от геологических и технологических параметров на основе применения созданной цифровой модели Крыловского месторождения и анализа обширного фактического материала по выработанным месторождениям Краснодарского и Ставропол ского краев. В этой работе на основе комплекса газодинамических расчетов определена зависимость газоотдачи от плотности сетки скважин, системы их размещения и темпа ввода их в разработку. [16]

Существует также отчетливая связь между свойствами нефтей, условиями их залегания и некоторыми промысловыми характеристиками. Изменяется при этом и газовый состав: увеличиваются содержание азота и доля метана по сравнению с высшими гомологами. [17]

Было взято для исследований 2 коэффициента продуктивности ( с учетом проведенных СКО), набор промысловых характеристик по скважине № 1, два значения возможных забойных давлений, три значения зенитного угла. [18]

Помимо общепринятых параметров микротрещиноватости ( густота трещин, их раскрытость, проницаемость, пористость) для промысловой характеристики пористо-трещиноватого коллектора и выбора способа разработки важно знать следующие параметры макротрещиноватости: коэффициент охвата разреза трещиноватостью, коэффициент расчлененности трещиноватого разреза ( нетрещиноватыми слоями), среднюю. [19]

Следует считать необходимым при определении текущей нефтенасыщенности пласта на поздней стадии выработки сопоставление и анализ этой величины по геофизическим данным, по данным, полученным в результате длительного опробывания с детальным анализом промысловой характеристики в районе оценочной скважины. [20]

График расчетной характеристики пласта Кенион Риф месторождения Келли Снайдер по материальному балансу и фактического состояния разработки при снижении пластового давления до 95 2 кГ / см. [21]

Как показано в табл. III.4, составленной на основании промысловых данных о давлении и добыче, а также на основании подсчета начальных запасов нефти в залежи, сделанные прогнозы хорошо согласуются с промысловыми характеристиками залежи. [22]

Таким образом, исходными материалами для детального геологического изучения строения разрабатываемых залежей служат данные промыслово-геофизических, гидродинамических, манометрических и других видов исследований в добывающих и оценочных скважинах, результаты анализов кернов, глубинных и поверхностных проб, промысловые характеристики работы скважин. Объем исходных данных, особенно для крупных залежей, вскрываемых большим числом добывающих скважин, обычно очень велик и часто составляет десятки тысяч индивидуальных значений и характеристик. [23]

Целью этапа является изучение характеристик месторождений ( залежей), обеспечивающих составление технологической схемы разработки ( проекта опытно-промышленной эксплуатации) месторождения ( залежи) нефти или проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения ( залежи) газа, а также уточнение промысловых характеристик эксплуатационных объектов в процессе разработки. [24]

На рис. 8 представлено изменение моделируемых и фактических технологических показателей разработки ( положение ГНК, ВПК и изменение давления) по трем характерным площадям залежи. Хорошее соответствие модельных и промысловых характеристик позволяет надежно прогнозировать технологические показатели разработки залежи. Показатели по перемещению ГНК и ВНК для прогнозного периода ( 1976 - 1979 гг.) представлены для одного из вариантов отбора жидкости при отборе газа из газовой шапки 1 млн. нм / сутки. Как видно из полученных зависимостей, уменьшение темпа отбора нефти на прогнозный пе - риод несколько увеличивает скорость движения ГНК вверх и способствует замедлению снижения давления в газовой шапке. [25]

Причинами тому являются, с одной стороны, сложность изучаемого процесса, с другой - недостаточность экспериментального материала, на который опираются исследователи. Последнее позволяет считать полезным ознакомление с промысловыми характеристиками и особенностями процесса парафинизации. [26]

Однако следует учитывать, что использование в качестве определяющего только одного параметра приводит к тому, что классификационная качественная характеристика класса не соответствует добывным возможностям продуктивного пласта. Так, такой показатель, как проницаемость, взятый без учета толщины пласта, еще не определяет промысловую характеристику пласта. В подтверждение можно привести многочисленные примеры из отечественной и зарубежной практики, когда из низкопроницаемых, обладающих большой толщиной пластов получают высокодебит-ные фонтаны нефти. Поэтому необходимо использовать комплекс параметров или такой комплексный параметр, который бы классифицировал породы и удовлетворял запросы промышленности с точки зрения оценки возможной производительности скважин. [27]

Разработка методических решений, направленных на определение расчетных параметров и запасов, характеризуется многими оригинальными предложениями, внедрение которых в практику работ имеет большое значение не только для США, но и для других нефтегазодобывающих стран. Особого внимания заслуживают методические разработки, связанные с анализом степени риска при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, увязка кривых падения с геологическими особенностями залежей, детальные разработки по методу материального баланса, неоспоримый прогресс в области моделирования залежей с точки зрения как изучения геологических и промысловых характеристик, так и динамики процессов разработки. [28]

Технологической схемой разработки Западно-Сургутского месторождения предусматривается эксплуатация продуктивных пластов В ii Б11 ш и Бх единой сеткой скважин. Все скважины намечается бурить со вскрытием пласта Бх. В пределах нефтяной части пласта Б: пласт Бх перфорируется в 20 % фонда скважин с целью изучения его промысловой характеристики. [29]

Для многопластовых месторождений осуществляется максимально возможное объединение пластов, имеющих близкие геологопромысловые характеристики, в единый объект разработки. Поддержание пластового давления осуществляют при сочетании внутриконтурного и законтурного заводнения. С самого начала разработки применяются интенсивные методы поддержания пластового давления с размещением между линиями нагнетания не более трех - пяти рядов эксплуатационных скважин. При наличии на месторождении нескольких объектов разработки проводят опережающее разбуривание и освоение в первую очередь наиболее продуктивных горизонтов. Применяют насосную эксплуатацию при обводнении скважин до 30 - 50 %, а по горизонтам с ухудшенной промысловой характеристикой - с самого начала. Как следствие сказанного обеспечивается ускоренный ввод месторождений в разработку, высокие темпы их освоения, достигается максимальный уровень добычи и значительные темпы отбора нефти от начальных извлекаемых запасов. [30]

Страницы: 1 2