Анализ - геолого-промысловые данные
Cтраница 1
Анализ геолого-промысловых данных свидетельствует о том, что в продукции ближайщих к нагнетательным добывающих скважин отмечено появление конденсата в заметных количествах. Содержание конденсата возрастает, однако режим закачки его не способствует росту пластового давления, текущие дебиты скважин не повышаются. Этим объясняется отсутствие технологического эффекта от применяемой закачки УВ широких фракций. [1]
Анализ геолого-промысловых данных о качестве крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера позволяет считать, что одним из наиболее тяжелых по последствиям осложнений является смятие обсадных колонн в интервале залегания мерзлых горных пород. [2]
Анализ геолого-промысловых данных свидетельствует, что в продукции ближайших к нагнетательным добывающих скважин отмечено появление конденсата в заметных количествах. Содержание конденсата возрастает, однако режим закачки его не способствует росту пластового давления. Текущие дебиты скважин не повышаются. Этим объясняется отсутствие технологического эффекта от применяемой закачки УВ широких фракций. [3]
Если анализ геолого-промысловых данных по скважине показывает, что раскрытие трещин в прязабЪйной зоне пласта происходит при устьевых давлениях, не превышающих 12 - 15 МПа, ВПТХО можно проводить без пакера. Если обсадная колонна скважины была неисправна или раскрытие трещин пласта при вышеуказанных давлениях не происходит, ВПТХО необходимо проводить с применением пякера. [4]
Из анализа геолого-промысловых данных по освоению скважин установлено, что во время бурения во вскрытый пласт всегда проникает глинистый раствор и вода, резко снижающие проницаемость призабойной зоны и приток газа в скважину, а также намного удлиняющие сроки освоения скважин. [5]
В результате анализа геолого-промысловых данных Самотлорского месторождения выявлен ряд особенностей влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования. [6]
 |
Зависимость остаточной насыщенности от скорости фильтрации.| Схема распределения давления в пласте от зоны закачки до зоны отбора. [7] |
Бузинова подтверждаются анализом геолого-промысловых данных по многочисленным длительно разрабатываемым месторождениям Советского Союза. При прочих равных условиях в процессе разработки неоднородных пластов более высокие коэффициенты использования запасов всегда достигаются при более высоких скоростях фильтрации. В одном и том же пласте более высокие скорости фильтрации могут быть получены только при более высоких градиентах давления, при увеличении которых возрастает число пор, участвующих в фильтрации жидкости. [8]
Как уже указывалось, для выявления зависимости нефтеиз-влечения от плотности расстановки скважин важное значение имеет анализ геолого-промысловых данных по длительно разрабатываемым или законченным разработкой залежам. [9]
 |
Графики зависимости величины г - а. я т. [10] |
Тем не менее, рассмотренные факторы являются, по-видимому, определяющими ( главными) из всех, которые можно выявить путем анализа обычных геолого-промысловых данных, не проводя специальных исследований. Действительно, если сопоставить величины т ] зав из табл. 20 с исследованными факторами, становится очевидным их существенное соответствие. [11]
Разработка ВНЗ первого и четвертого типов может производиться более эффективно и с большей нефтеотдачей, чем ВНЗ третьего типа. Анализ геолого-промысловых данных позволяет рекомендовать для выработки ВНЗ первого типа закачку основных объемов воды в нефтенасыщенную зону пластов, располагая нагнетательные скважины в безводной части залежи. При этом желательно применять линейное заводнение. При закачке воды в нефтяную часть залежи наиболее эффективно вырабатываются ВНЗ, находящиеся под активным влиянием закачки воды. Энергия подошвенных вод при этом не поддерживается со стороны регионально водоносной части пласта, а повышение пластового давления вызывает увеличение дебита и снижение обводненности продукции скважин, эксплуатирующих пласты с подошвенной водой. В качестве примера успешной выработки таких ВНЗ следует указать на Ташлиярс-кую и Чишминскую площади. Здесь ВНЗ вырабатываются с темпом в 1 4 - 2 раза ниже, чем нефтяная часть залежи, но с довольно высоким соответствующим темпам выработки эксплуатационного объекта на центральных площадях. [12]
Оценена протяженность нефтеносных линз и их наиболее вероятная толщина. Анализ геолого-промысловых данных подтверждает линзовидный характер строения объекта в целом по всей залежи и позволяет переносить полученные на опытном участке оценки параметров объекта на всю залежь. [13]
Характерной особенностью месторождений платформенного типа является наличие обширных водо-нефтяных зон. Как свидетельствует анализ геолого-промысловых данных, темпы разработки и полнота выработки нефти из водо-нефтяных зон большинства месторождений существенно отстают по сравнению с чисто нефтяными участками залежей. Объясняется это главным образом тем, что в первоначальных технологических схемах и проектах разработки рассматривали обычно месторождение в целом, не дифференцируя по зонам ни систему разработки, ни технологические показатели. Между тем, условия разработки этих зон существенно отличаются, что связано прежде всего с различиями в условиях залегания нефти в чисто нефтяной и водо-нефтяных зонах. [14]
Для этой цели был проведен анализ геолого-промысловых данных и результатов исследований скважин дебитомерами и расходомерами по Минни-баевской, Азнакаевской и Альметьевском площадям Ромашкинско-го месторождения. [15]
Страницы: 1 2