Интервал - дренирование
Cтраница 2
Взаимное расположение реальных диаграмм Г, Гс и Гост зависит от целого ряда факторов: погрешности разновременных замеров температуры, погрешности определения текущей геотермограммы исследуемой скважины, времени выдержки на режиме закрытой скважины, величины утечки через сальник лубрикатора и т.п. Однако нетрудно показать ( рис. 5.16), что изменение положения термограммы остановленной скважины Тосг относительно ее текущей геотермограммы Г не приводит к сколько-нибудь значительным погрешностям в определении интервалов дренирования. [16]
Взаимное расположение реальных диаграмм Г, Гс и Гост зависит от целого ряда факторов: погрешности разновременных замеров температуры, погрешности определения текущей геотермограммы исследуемой скважины, времени выдержки на режиме закрытой скважины, величины утечки через сальник лубрикатора и т.п. Однако нетрудно показать ( рис. 6.16), что изменение положения термограммы остановленной скважины Гост относительно ее текущей геотермограммы Г не приводит к сколько-нибудь значительным погрешностям в определении интервалов дренирования. [17]
 |
Выделение дренируемых интервалов по термограмме остановленной скважины. [18] |
Например, для случая, показанного на рис. 6.15, оптимальной корректировкой будет, очевидно, совмещение точек В, D, F, J с точками В, D, F, ], а точек А, С, Е, G - с точками А, С, Е, G, т.е. воспроизведение гипотетической ситуации, когда охлажденные за счет дроссель-эффекта интервалы дренирования восстанавливают свою геотермическую температуру несоизмеримо медленнее, чем интервалы вне интервала дренирования. [19]
При закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо убедиться, что закачиваемый агент ( для Вуктыльского НГКМ - сухой тюменский газ) действительно поступает в определенные продуктивные интервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в другие горизонты, например из-за некачественного цементирования. Заметим, что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дренирования: газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вначале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов перфорации или фильтра. [20]
 |
Схема технологии активного воздействия на пласт при разработке нефте-газоконденсатиой залежи. [21] |
Совместный или одновременный раздельный способы добычи газообразных и жидких флюидов характеризуются равенством приведенных забойных давлений против газо -, нефте - и водоносного интервалов. Это означает, что одинаковы депрессии на каждый из интервалов дренирования. [22]
При закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо убедиться, что закачиваемый агент ( для Вуктыльского НГКМ - сухой тюменский газ) действительно поступает в определенные продуктивные интервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в другие горизонты, например, из-за некачественного цементирования. Заметим, что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дренирования: газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вначале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов перфорации или фильтра. [23]
 |
Кривая осреднен-ного подъема ВНР и заводненного объема. [24] |
Ввиду благоприятных соотношении между показателями пластовых газожидкостных смесей, высоких коллекторских свойств пород, макрооднородности коллекторов по рассматриваемого типа залежам при разработке не должно происходить значительных локальных возмущений ВНР в местах расположения скважин. Используя полученное осредненное значение перемещения ВНР и учитывая схему размещения скважин на структуре и интервалы дренирования в скважинах, оцениваем степень обводнения скважин и выход их из эксплуатации. При этом можно учесть в какой-то степени не связанное с работой отдельных скважин опережающее перемещение ВНР на отдельных участках, если оно наблюдалось в предшествующий период. Например, по ряду залежей происходило опережающее перемещение ВНР на периклиналях складок, обусловленное особенностями нефте-водоносных систем в целом. [25]
Еще раз подчеркнем, что в последнее время все проектные документы базируются на рассмотрении трехмерных задач теории фильтрации. В такой постановке удается учитывать реальную неоднородность коллекторских свойств и неравномерность размещения скважин на площади и интервалов дренирования ( и закачки) - вдоль вертикальной координаты. [26]
Отбор нефти из таких скважин обусловливается пониженными давлениями вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой ( точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная ( или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса газа и воды, которые имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В результате продукция добывающих скважин загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной. Следствием этого является снижение отборов нефти из залежи и достижение низкого значения коэффициента нефтеотдачи. [27]
Последние выводы также подтверждаются при сопоставлении текущих пластовых давлений с начальными по новым скважинам, вводившимся в эксплуатацию на различных участках при вскрытии в них различных интервалов по разрезу. Анализ этих данных указывает на отсутствие заметного различия во взаимодействии между ними по площади. Несмотря на сильно различающиеся дебиты жидкости и разные интервалы дренирования по каждой скважине, давления были одного порядка. При сравнении изменения давления во времени по отдельным скважинам, между которыми предполагаются тектонические нарушения, не отмечается сколько-нибудь практически заметного влияния этих нарушений на гидродинамическую связь. [28]
Принятая система вскрытия предусматривает смешанный тип конструкции забоя скважин, который должен обеспечивать максимальный охват выработкой снизу вверх запасов нефти из залежи. При этом нижняя часть ствола ( 30 - 50 м), расположенная в 50 - 70 м от текущего ВНР, остается открытой, а остальная перекрывается зацементированной потайной колонной. В закрепленной части пласта предусмат риваетсн перенос интервала дренирования снизу вверх по мере выработки запасов. На крыльевых участках залежи, где этаж нефтеносности невелик, допускаются открытые стволы. [29]
Как видно из обзорного планшета на рис. 5.17, режим отбора по ЗТ явно не является стационарным, о чем свидетельствуют зоны отрицательного градиента на барограмме БМ-190495зт-р и характер влагограммы ВГД-190495зт-р. Вследствие этого не являются представительными ни расходограмма РМГ-190495зт-р, ни термограмма ТМ-190495зт-р, а единственным источником информации ( хотя бы - об интервале дренирования) является термограмма остановленной скважины tml - 240495s, снятая спустя 4 сут после ее остановки. [30]
Страницы: 1 2 3