Нефтеносный интервал

Cтраница 3

Для правильной интерпретации результатов испытания требуется знать характер изменения толщины газоотдающего и газонасыщенного интервалов. Под газоотдающим интервалом понимается зона, из которой фильтруется только газ или в основном газ, а под газонасыщенным - газонасыщенная толщина, изменяющаяся от забоя к контуру пласта. В рассматриваемом примере предполагается, что начальные газонасыщенные и газоотдающие интервалы равны. По мере роста депрессии на пласт газонасыщенные и газоотдающие интервалы увеличиваются одинаково, т.е. газонасыщенная толщина на забое и на контуре питания постоянна. Фактически при прорыве газа через перфорированный нефтеносный интервал толщина газонасыщенной зоны от стенки скважины к контуру питания в первом приближении меняется согласно распределению давления в пласте. Причем значения а и Ь вычислены по данным испытания этого же интервала в соседних скважинах. При выполнении расчетов допущено, что проницаемости вновь подключающихся интервалов одинаковы и не меняются по мере увеличения депрессии на пласт. [31]

Зависимость INPV от условно-постоянной составляющей затрат для различных вариантов перфорации пласта. [32]

Таким образом, проделанный технико-экономический анализ оптимальности различных схем перфорации пласта показал высокие в данном случае резервы ( технологические и экономические) полного вскрытия перфорацией всего нефтенасыщенного интервала. При этом потери от добычи дополнительных объемов воды компенсируются дополнительной добычей нефти и сокращением затрат на эксплуатацию скважины за счет сокращения сроков выработки запасов нефти. Надо отметить, что приведенная универсальная методика расчета оптимальности вскрытия нового и старого фонда скважин имеет многовариантность. Практически каждая скважина с результатами исследования ГИС и ГДИС, эксплуатирующая залежи ВИЗ, является объектом расчета, включающего 12 типовых вариантов ( см. рис. 2.2. раздела 2.3) строения залежи и схем ее эксплуатации. Например, одним из вариантов может быть схема перфорации, когда водоносные и нефтеносные интервалы перфорируются с разной плотностью перфорационных отверстий. [33]

Изменение дебита нефти и воды скв. 1178 до и после селективного гидроразрыва. - нефть. 2-вода. [34]

Описанная технология применяется также для старых песочных и обводненных скважин с подошвенной водой. В таких скважинах перед гидроразрывом закачивают в пласт порцию цементного раствора до полной цементации призабойной зоны. После надежного крепления призабойной зоны по каротажной диаграмме выбирают наиболее целесообразные интервалы глубин и перфорируют их. В скважинах с подошвенной водой после заливки цемента перфорируют верхнюю часть пласта. Затем проводят гидроразрыв, в результате которого ствол скважины сообщается с пластом в заранее намеченных нефтеносных интервалах. [35]

В практике исследований газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин широко используются газогидродинамические методы, которые обобщены и рекомендованы в качестве инструкций по технологии проведения исследования и обработке полученных результатов. При интерпретации результатов исследования газовых и нефтяных скважин допускается, что в пласте имеет место однофазная фильтрация только газа или только нефти. На практике часто встречаются случаи, когда к скважине одновременно притекают и жидкость и газ. Это связано с обводнением газовых скважин, выпадением и выносом вместе с газом конденсата, образованием конуса нефти из нефтяной оторочки, а также с прорывом газа через вскрытый нефтенасыщенный интервал. В связи с открытием многочисленных маломощных газонефтяных месторождений возможности одновременного отбора нефти и газа, а в ряде случаев нефти, газа и воды резко увеличились. Поэтому в процессе исследования и эксплуатации скважин, вскрывших маломощные газонефтяные пласты, независимо от того, что вскрыто - только газоносный или только нефтеносный интервал, а также одновременно газонефтенасыщенный интервал, в целом происходит быстрое подтягивание конуса воды либо нефти или прорыв газа. Неизбежность одновременного отбора газа и жидкости в результате прорыва газа или образования конуса жидкости требует создания метода исследования таких скважин. В настоящее время одновременный приток газа и жидкости к скважине изучен недостаточно, и поэтому простые и точные методы, приемлемые на практике для определения параметров пласта без проведения специальных исследований, отсутствуют. Сложность задачи одновременного притока газа и жидкости связана с изменением фильтрационных параметров газонефтенасыщен-ных интервалов, к которым относятся: деформация границы раздела газ-жидкость; газонефтенасыщенность газо - и нефтеносного интервалов пласта; относительные проницаемости фаз во времени и по радиусу дренирования; различие физических свойств и законов фильтрации газа и жидкости. [36]

Наиболее реалистичным является вариант разработки предыдущего варианта с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт. Все исходные параметры, принятые в предыдущем варианте, сохранены. Закачка воды в пласт осуществляется внутриконтурным методом. Количество воды, нагнетаемой в пласт, равно количеству отбираемых нефти, газа и воды через эксплуатационные скважины. Начальный дебит нефти принят QH 20т / сут. Закачка осуществляется по всей толщине нефтенасыщенного интервала. Нефтеносный интервал перфортгрован так же, как в варианте разработки залежи на истощение, т.е. на 4 м ниже ГНК и на 4 м выше ВНК. Потери нефти при этом, т.е. переток нефти в газоносную зону, составляет 1 7 % от запасов нефти. [37]

Страницы: 1 2 3