Водонефтяной контакт

Cтраница 4

ВНК - водонефтяной контакт; ВНЗ - водонеф-тяная зона; УПС - удельная площадь, приходящаяся ( в среднем) на одну перебывавшую в эксплуатации добывающую скважину; НГЗ - начальный геологический запас нефти; Кни - коэффициент нефтеиэ-влечения, намеченный на конец разработки; НИЗ - начальный извлекаемый запас нефти. [46]

Проекция нефтяной залежи на горизонтальную плоскость. [47]

Действительная поверхность водонефтяного контакта имеет сложное строение и представляет собой зону чередования пропластков промытых песчаников, выклинивающихся в сторону нефтяной залежи, с еще непромытыми нефтяными пропластками, выклинивающимися в сторону воды. [48]

Погрешность положения водонефтяного контакта на ранних стадиях изучения залежи в некоторых случаях может быть весьма значительной. Однако она быстро уменьшается по мере увеличения числа скважин, оконту-ривающих залежь. Поэтому если после поискового этапа пробурить в первую очередь несколько разведочных скважин с целью оконтуривания залежи, то водонефтяной контакт и структурная поверхность в приконтурной зоне будут установлены достаточно быстро и достоверно. [49]

Начальное положение водонефтяного контакта определяется по данным электрического каротажа ( КС) по мере разбуривания залежи. Для этого выбирают скважины, при исследовании которых на диаграммах КС четко отбивается граница вода - нефть. Для крупных месторождений платформенного типа, чтобы исключить случайные погрешности при установлении положения водонефтяного контакта, площадь залежи делят на квадраты, на каждом из которых должно располагаться не менее 10 - 15 скважин с ВНК, и по ним рассчитывают среднюю глубину ( абсолютную и относительную) его положения. [50]

Для определения водонефтяного контакта методами радиометрии с целью создания наиболее благоприятных условий бурятся специальные контрольные скважины. В этих скважинах обсадная колонна спускается от устья до забоя, цементируется обычным способом, но не перфорируется. Контрольные скважины желательно располагать на тех участках месторождения, где продуктивный пласт представлен мощным и относительно однородным коллектором. Число контрольных скважин на месторождении устанавливается в зависимости от размеров и характера разработки водо-нефтяной зоны. [51]

При определении водонефтяного контакта в обсаженных и перфорированных скважинах возникают трудности, связанные с особенностями каждой скважины. Ввиду этого для облегчения интерпретации результатов радиометрии и учета литологической неоднородности продуктивного пласта первоначальные замеры методами радиометрии необходимо проводить по всему фонду скважин, расположенных в водонефтяной зоне, независимо от их обводнения, дебита и литологической характеристики продуктивного пласта. Если пласт неоднороден, необходимо применять комплекс радиометрических методов. Можно рекомендовать, как это делается на Ро-машкинском месторождении Татарии, буренке специальных контрольно-эксплуатационных скважин. В таких скважинах по одним пластам ( не вскрытым перфорацией) осуществляется контроль за движением контакта, а по другим - эксплуатация на нефть. [52]

Скорость подъема водонефтяного контакта определяется делением высоты его подъема на промежуток времени между двумя измерениями. Наблюдения показали, что скорость UBHK даже в пределах одной и той же скважины меняется во времени, поэтому следует иметь в виду, что, чем больше время между двумя измерениями, тем меньше достоверность расчетных величин скорости для последней даты. Например, при расчете скорость DBHK по данным начального положения контакта и последующих его измерений может быть сильно занижена, так как в начальный период эксплуатации месторождения заметного движения подошвенной воды иногда не наблюдается. [53]

Малое перемещение водонефтяного контакта на западном крыле и северной периклинали вызвано в основном меньшей степенью уплотнения скважин на этих участках. [54]

Регулирование продвижения водонефтяного контакта в процессе заводнения ( см. рис. 123) осуществляется изменением напора или производительности центробежных насосов в БКНС. Реже изменяют число оборотов этих насосов. [55]

Схема движения водонефтяного контакта в капилляре при 9 90 приведена на рис. X, 2, а. Случай, изображенный на рис. X, 2, а, имеет место при относительно небольших скоростях вытеснения и характеризует полное вытеснение нефти с гидрофильных стенок породы. [56]

Скорость движения водонефтяного контакта за счет гидростатического давления поддается регулированию. Кроме того, к числу регулируемых факторов, определяющих эффективность процесса вытеснения нефти, относятся также вязкость и поверхностное натяжение нагнетаемой воды на гра-нице с нефтью и некоторые другие. [57]

Схема определения контактов [ IMAGE ] Смешение залежи нефти газ - нефть и нефть - вода по данным / вода. 2 нефТь о давлениях в скважинах. [58]

Наклон поверхности водонефтяного контакта весьма четко прослеживается на месторождениях девонской нефти Западной Башкирии и Юго-Восточной Татарии - Туймазинском, Бавлин - ч ском, Ромашкинском; причем во всех месторождениях поверхность контакта наклонена с северо-востока на юго-запад, в сторону регионального движения вод. Наклонное положение контакта газ - вода отмечается на газовых месторождениях Ставропольского края, Куйбышевской и Оренбургской областей. [59]

Влияние длины модели пласта на коэффициент вытеснения ( т. жидкостей с различными соотношениями вязкостен ( / О при длине модели, м. [60]

Страницы: 1 2 3 4 5