Промысловая документация 7 страница

298-

По темпу ввода скважин в разработку выделяли сплошную и замедленную системы разработки. Однако в настоящее время в связи с внедрением интенсивных систем разработки разбуривание эксплуатационных объектов добывающими скважинами производится в пределах отдельных блоков разработки. Поэтому сейчас понятия "сплошная" и "замедленная" системы разбуривания потеряли свой первоначальный смысл и эти системы не применяются.

По порядку разбуривания эксплуатационных объектов выделяли сгущающуюся и ползущую системы. Однако в связи с применением интенсивных систем разработки понятия "сгущающаяся" и "ползущая" системы разработки потеряли свое первоначальное значение, так как система заводнения предусматривает активное воздействие на залежь и максимальное извлечение содержащихся в ней запасов нефти с первых этапов разбуривания в соответствии с проектными документами.

2. Неравномерные системы размещения добывающих скважин по форме рядов разделяют на две группы: с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами. Незамкнутые ряды применяют при разработке стратиграфически или литологически экранированных залежей. В этом случае ряды добывающих скважин планируют бурить параллельно начальному контуру нефтеносности. Незамкнутые ряды применяются также при разбуривании залежей рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки разработки При этом ряды добывающих скважин располагаются параллельно нагнетательным скважинам и вкрест простирания структуры. Замкнутые (кольцевые) ряды, или батареи предусматриваются для разработки залежей, приуроченных к антиклинальным и брахиантиклинальным складкам, при проведении на них законтурного, приконтурного, осевого, кольцевого и центрального заводнения.

Кроме того, выделяются системы по взаимному расположению рядов, по степени их уплотнения, по темпу ввода рядов в эксплуатацию, по методу воздействия на пласт. Однако, как отмечалось выше, отмеченные понятия не соответствуют первоначальному их смыслу и в настоящее время на практике обычно не используются.

Нагнетательные скважины в пределах эксплуатационных объектов размещаются на участках с лучшими коллекторскими свойствами, в наиболее пониженных участках залежей. Расстояния между нагнетательными скважинами зависят от вязкости нефти и агента, мощности объекта, его фильтрационных характеристик, направления простирания зон с законтурным выклиниванием коллектора.

299-

Количество нагнетательных скважин определяется количеством жидкости, отбираемой из залежи, приемистостью нагнетательных скважин.

При внедрении систем разработки с разрезанием залежей на блоки в первую очередь бурят скважины разрезающих рядов и прилегающих к ним эксплуатационных скважин. Расстояние между линией нагнетания и первым рядом эксплуатационных скважин рекомендуется принимать не менее расстояния между эксплуатационными рядами.

Следует заметить, что имеется прямая связь между конечной нефтеотдачей и выбором рационального варианта размещения добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому основное внимание геологической службы нефтегазодобывающих предприятий должно быть направлено на изучение геологопромысловых особенностей нефтяных залежей с целью их учета при проектировании рациональных систем разработки и достижения максимальной нефтеотдачи.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 11)

1. В чем заключаются основные понятия "разработка" и "система разработки" эксплуатационных объектов?

2. В чем заключаются основные положения геологической основы документов по проектированию разработки?

3. Каковы этапы и стадии проектирования разработки?

4. В чем заключаются задачи и основные положения проекта пробной эксплуатации?

5. Какова характеристика основных показателей различных стадий

разработки нефтяных и газовых месторождений? в. Каковы основные принципы возможности объединения нескольких

пластов для совместной эксплуатации?

7. Каковы основные геологопромысловые принципы и обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением?

8. Каково геологопромысловое обоснование систем размещения добывающих и нагнетательных скважин?

Глава JL.Z

Геологопромысловые особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей

12.1. Особенности разработки газовых залежей

Условия разработки газовых залежей существенно отличаются от условий разработки нефтяных главным образом из-за больших различий в свойствах газа и нефти. Газ ввиду весьма малой вязкости намного подвижнее нефти, и поэтому извлечение его из недр может быть более легким. Газовые залежи разрабатывают без воздействия на пласт. Это делает процесс управления извлечением газа менее сложным.

Сетки скважин для разработки газовых залежей более редкие, чем для разработки нефтяных залежей. Тем не менее геологическая неоднородность реальных газовых пластов, необходимость эксплуатации скважин с противодавлением (а также ограниченная пропускная способность скважин) вызывают необходимость бурения многих скважин для достижения проектных уровней добычи газа и высокой газоотдачи. Обычно при применяемых (фонтанных) способах эксплуатации вторжение воды в залежь осложняет условия разработки газовых залежей более, чем нефтяных.

Проектирование разработки газовых месторождений также осуществляется на основе геологопромыслового изучения залежей, газодинамических и технико-экономических расчетов. Рациональная разработка месторождения заключается в получении заданной планом добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях, т.е. в обеспечении наиболее полного извлечения запасов газа при минимальных затратах на 1 м³ добытого газа.

При проектировании разработки газовых месторождений следует прежде всего установить режим залежи. В настоящее время выделяют три режима: газовый, газо-упруго-водонапорный, газоводонапорный. Режим залежи обычно определяется в процессе ее эксплуатации по зависимости P/Z и накопленная добыча газа. Для газового режима эта зависимость выражается прямой линией, при газо-упруго-водонапорном режиме - кривой

301-

линией, при газоводонапорном режиме отклонение от прямой линии еще более значительное. Причина отклонения заключается в проявлении активности воды.

При выделении эксплуатационных объектов на газовых многопластовых месторождениях учитываются в основном те же факторы, что и на нефтяных. Однако при этом принимаются во внимание дополнительно следующие геологопромысловые факторы: газонасыщенная мощность пластов, ГВК, плотность и упругость газа, величина взаимовлияния пластов при их совместной эксплуатации. На основании газодинамических и технико-экономических расчетов, критерия народнохозяйственной эффективности устанавливается вариант оптимального совмещения газовых пластов в один эксплуатационный объект. Определяется количество объектов эксплуатации в пределах всего месторождения.

В пределах каждого эксплуатационного объекта (залежи) обосновывается система размещения добывающих скважин, которая в первую очередь зависит от режима залежи, а также от ее геологопромысловых особенностей. При газовом режиме давление газа распределено равномерно, поэтому с точки зрения газодинамики оптимальным является равномерное размещение добывающих скважин. В свою очередь равномерная сетка скважин определяется прежде всего равномерными объемами дренажа продуктивного пласта, приходящимися на добывающие скважины.

Расстояния между скважинами при этом должны выбираться пропорционально параметру mh (где т - пористость, h -эффективная толщина пласта). Равномерное размещение добывающих скважин по площади удовлетворяет этому условию для пластовых сводовых залежей с однородными продуктивными пластами. Для массивных залежей mh изменяется за счет увеличения эффективных газонасыщенных толщин от контура газоносности к своду залежи, что позволяет сгущать сетку добывающих скважин в своде структуры.

При газо-упруго-водонапорном режиме на распределение давлений в пределах залежи оказывает влияние упругость газа и воды. В пределах залежи с таким режимом П.Т.Шмыгля с целью рациональной разработки выделяет три зоны: 1) дренирования;

2) регулирования; 3) контроля. Размеры и границы зон обусловливаются типом залежи и величинами удельных запасов, приходящихся на единицу площади в пределах каждой зоны.

Зона дренирования должна включать большую часть объема залежи. В ее пределах размещается новый фонд добывающих скважин. Зона регулирования расположена между зонами дренирования и контроля, в ней также размещаются добывающие

302-

Рис.80. Схема определения зон дренирования, V,S, регулирования и контроля при разработке ^о газовых месторождений:

h^ - газонасыщенная мощность, м: S - газо- ³^

насыщенная площадь, %; I" - газонасыщенный 20 объем, %; зоны: I - контроля; II - регулирования;

III-дренирования

скважины из фонда резервных. Зона контроля выделена в при-контурной части залежи, в ее пределах размещаются наблюда­тельные скважины, с помощью которых осуществляется контроль за пластовым давлением, продвижением пластовых вод, уточня­ются геологическое строение и геологопромысловые параметры.

Для определения границ перечисленных зон вначале строят карту газонасыщенных мощностей, по которой между изопахитами определяются площадь и объем газонасыщенных пород в % (от суммарных общей площади и объема). Затем строят график, на оси координат которого откладывают значения площади и' объема газонасыщенных пород в %, на оси абсцисс - эффективную газонасыщенную толщину в м. (рис.80). На этом графике кривые пересекаются в точке, означающей, что на единицу площади приходится единица объема газонасыщенных пород. Первая часть графика с 175 > 1 приходится на зону дренирования, средняя часть - на зону регулирования, левая часть - на зону контроля.

Анализ результатов моделирования по размещению добывающих скважин позволил сделать вывод, что при значительном уменьшении проницаемости газонасыщенной части пласта по сравнению с водонасыщенной следует рекомендовать равномерное размещение скважин. Однако при определенных соотношениях проницаемостей газонасыщенной зоны и водонапорной системы, по данным П.Т.Шмыгли, может оказаться более выгодным групповое центральное размещение добывающих скважин. Для решения рационального варианта размещения добывающих скважин должна быть проведена технико-экономическая оценка всех рассмотренных вариантов. Расстояния между добывающими скважинами в этих случаях колеблются от 700 до 2500 м.

Для газовых месторождений характерны три последовательно сменяющихся периода эксплуатации: 1) нарастающей;

2) постоянной; 3) снижающейся добычи газа.

Первому периоду нарастающей добычи газа соответствуют форсированный ввод в эксплуатацию скважин и промыслового оборудования, а также прогрессирующий рост добычи газа до

-303-

уровня постоянного годового отбора. Продолжительность периода и темпы роста годового отбора газа зависят от величины начальных промышленных запасов газа на месторождении, величины запланированного постоянного годового отбора газа, числа добывающих скважин, объема капитальных вложений. Период нарастающей добычи следует сделать по возможности более коротким, поэтому разработка месторождения в этот период должна осуществляться в основном за счет ввода скважин по наиболее продуктивным и мощным эксплуатационным объектам.

Период постоянной добычи характеризуется устойчивым годовым отбором газа. Это период наиболее эффективной разработки месторождения. Для него характерны наиболее высокие технологические и технико-экономические показатели разработки. Период постоянной добычи газа желательно делать более продолжительным, например, для крупных месторождений он должен составлять 10-15 лет, а суммарная добыча к концу этого периода должна достигнуть 55-56 % от начальных запасов.

Третий период - период снижающейся добычи - характе­ризуется уменьшением дебитов от постоянного до такого минимального, при котором эксплуатация становится эконо­мически нерентабельной. Этот период более длительный, чем период постоянной добычи. Для него характерны снижение производительности режима работы всего газопромыслового хозяйства и уменьшение количества газа, которое подается потребителю.

При составлении проекта разработки средних, крупных и уникальных месторождений годовой отбор газа определяется в количестве 5-7 % от начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор газа по мелким месторождениям может быть запланирован и более 7-8 % при условии наличия в данном районе новых газовых месторождений, которые могут обеспечить нужды потребителя.

При обосновании начальных дебитов газа прежде всего следует исходить из того, что проектный уровень добычи газа должен отбираться минимальным количеством добывающих скважин. Исходя из этого, начальные дебиты должны приближаться к свободным дебитам. Однако при этом следует учитывать факторы, которые ограничивают максимально возможные дебиты:

а) образование песчаных пробок, вынос частиц породы и разрушение оборудования;

б) подтягивание краевых или подошвенных вод;

-304-

в) переохлаждение газа и возникновение термических напря­жений в оборудовании, его обмерзание и гидратообразование;

г) сильное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны внешним давлением;

д) вибрация оборудования;

е) потери пластовой энергии, которая расходуется на турбулентное движение газа;

ж) техническое состояние скважины (обводненность, негерметичность, некачественное цементирование);

з) низкая пропускная способность призабойной зоны скважины;

и) низкая пропускная способность системы газосбора и транспорта.

Текущие дебиты газа устанавливают путем газодинамических расчетов, с учетом темпов падения пластового давления в залежи и обводнения.

Газовые залежи при режиме расширяющегося газа эксплуатируют до тех пор, пока пластовое давление в них не снизится до величины, равной атмосферному давлению-на устье плюс вес столба газа в стволе скважины, т.е. до полного прекращения фонтанирования скважин. При газоводонапорном режиме эксплуатация добывающих скважин прекращается в результате их предельного обводнения.

При наличии крупных по размерам нефтяных оторочек условия разработки газовой залежи еще более усложняются, поскольку возникает трудная проблема эффективного и своевременного извлечения и газа, и нефти. Как показал опыт длительной эксплуатации отечественных крупных залежей газа, здесь так же, как и для нефтяных залежей, имеют место далеко не полный охват разработкой отдельных интервалов продуктивного разреза и частей площади, неравномерное распределение пластового давления в объеме залежи, опережающие прорывы пластовой воды по разрезу и площади из-за высокой геологической неоднородности эксплуатационных объектов.

Условия разработки газовых залежей определяются, таким образом, рядом геологических факторов. Среди них наиболее важные: а) естественный режим работы; б) геолого-физическая неоднородность продуктивных пластов; в) наличие или отсутствие нефтяной оторочки, ее относительные размеры; г) продуктивность скважин; д) тип залежи. На разработку газовых залежей (темпы добычи) оказывают большое влияние особенности транспор­тировки газа (у нас в стране только по газопроводам), хранения (подземные газохранилища), сезонное его потребление.

20 Каналин

-305-

12.2. Особенности разработки газоконденсатных залежей

Газоконденсатными следует называть такие месторождения (залежи), в которых в газе при высоких давлениях растворяются жидкие углеводороды, которые при снижении давления переходят в жидкую фазу, называемую газоконденсатом. Количество конденсата определяют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геологопромысловое изучение газоконденсатных месторождений проводится по такой же схеме, как и для газовых месторождений. Однако значительное внимание при этом уделяется физико-химическим свойствам газовой смеси и определению величины давления, при котором начинает выпадать конденсат.

Газоконденсатные залежи разрабатывают с таким расчетом, чтобы пластовое давление в них не снижалось ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с поддержанием пластового давления путем обратной закачки в пласт Газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

В зависимости от содержания стабильного конденсата газоконденсатные месторождения делятся на четыре группы:

1) с малым содержанием конденсата, 60-100 см /см;

2) со средним, 100-200 см³/см³;

3) с повышенным, 200-400 см^см;

4) с высоким, > 400 см^см³.

Для газоконденсатных месторождений с незначительным содержанием конденсата и эксплуатируемых без поддержания пластового давления так же, как и для газовых месторождений, выделяются три периода эксплуатации: 1) нарастающей добычи газа и конденсата; 2) постоянной добычи газа и конденсата;

3) снижающейся добычи газа и конденсата.

Геологопромысловые особенности разработки газоконден­сатных залежей, отличающие ее от разработки нефтяных и газовых, заключаются в особенностях поведения углеводородной смеси в процессе разработки. При отборе газа из газоконденсатной залежи по мере падения пластового давления углеводородная смесь может переходить в насыщенное состояние, а затем конденсироваться, что приводит к потере конденсата в пласте. Основные факторы, характеризующие

-306-

геологические условия разработки газоконденсатных залежей:

а) режим работы; б) содержание конденсата; в) литолого-физическая неоднородность объектов эксплуатации; г) тип залежи.

Газоконденсатные залежи в основном приурочены к относительно большим глубинам (1500-2000 м), характеризующимся высокими пластовыми давлением и температурой. Пластовые флюиды находятся здесь в однофазном состоянии и обладают специфическими свойствами. Любое значительное изменение пластового давления и температуры при отборе газа вызывает нарушение фазового (равновесного) состояния.

Отечественные газоконденсатные залежи разрабатываются до настоящего времени без воздействия на пласт (т.е. как газовые).

В США газоконденсатные залежи разрабатываются с воздействием на пласт с помощью закачки в него добываемого газа.

Обратная закачка газа, или так называемый сайклинг-процесс, -это до настоящего времени основной метод воздействия на пласт, нашедший промышленное применение при разработке газоконденсатных залежей.

12.3. Учет геологопромысловых данных при разработке газовых и газоконденсатных залежей

Для чисто газовых и газоконденсатных залежей с незначительным содержанием конденсата, эксплуатируемых без поддержания пластового давления, характерны три последовательно сменяющихся периода эксплуатации нарастающей, постоянной и снижающейся добычи газа.

Период нарастающей добычи газа характеризуется форсированным вводом в эксплуатацию скважин и промыслового оборудования, резким ростом добычи газа (конденсата) до уровня проектного, постоянного годового отбора. Продолжительность периода нарастающей добычи и темпы роста годового отбора зависят от величины начальных извлекаемых запасов газа, геологопромысловой характеристики объектов, проектных уровней постоянного годового отбора газа, числа добывающих скважин, темпов промыслового обустройства, капитальных вложений, а также характеристики основных потребителей газа и условий его транспортировки и хранения.

20*

307-

Период постоянной добычи характеризуется стабилизированными темпами отбора газа. В течение этого периода возможны и допустимы изменения средних суточных или месячных отборов за счет суточных или сезонных изменений в потреблении газа. Для этого периода характерны устойчивое и планомерное снабжение газом потребителей, а также стабильная и наиболее эффективная работа газопромыслового хозяйства и самые высокие технологические и технико-экономические показатели. Поэтому целесообразно период постоянной добычи проектировать возможно более продолжительным. Для крупных и крупнейших месторождений он должен длиться не менее 10-15 лет, а суммарная добыча к концу этого периода разработки должна достигнуть более 50 % начальных запасов. Малый период постоянной добычи (менее 10 лет) с последующей быстро снижающейся добычей газа для средних и крупных месторождений целесообразно допускать при наличии других близко расположенных газовых месторождений, которые могут обеспечить достаточно продолжительное газоснабжение сооружаемой системы газопроводов и промысловых компрессорных станций. Отборы газа из мелких месторождений, обеспечивающих нужды местных потребителей, устанавливаются в течение всего срока эксплуатации месторождения в зависимости от нужд этих потребителей.

В период падения добычи годовой отбор газа снижается от постоянного до минимального, при котором дальнейшая эксплуатация месторождения становится экономически нерентабельной. Этот период более продолжителен, чем период постоянной добычи газа.

Разработка газоконденсатной залежи может осуществляться с поддержанием пластового давления и без него. В каждом конкрет­ном случае исходят из геолого-промысловой характеристики объекта (начальные запасы газа и содержание конденсата, дав­ление, температура и др.) и технико-экономических показателей. Однофазную ненасыщенную углеводородную залежь, как правило, разрабатывают без воздействия на пласт (без поддержания пластового давления) как обычную газовую. Разработка залежей других видов требует поддержания пластового давления, для чего в пласт закачивают обычно сухой газ.

Закачка воды может быть эффективна как вторичный метод для вытеснения конденсата, остающегося в пласте после извлечения основных запасов газа.

Целесообразность обратной закачки газа следует оценивать в зависимости от величины содержания конденсата в газе, потреб­ности газа для района или отрасли в целом, схемы обработки добываемого газа и расходов на нагнетание рабочего агента.

-308-

Если газоконденсатная залежь эксплуатируется без воздействия на пласт, то добычу конденсата надо устанавливать для любого из трех рассмотренных периодов разработки в зависимости от величины годового отбора газа, соответствующих текущих потерь конденсата в пласте и коэффициента извлечения конденсата из добываемого газа.

В технологическую основу проекта разработки газоконденсатной залежи с воздействием на пласт должны быть положены гидродинамические, термодинамические и технико-экономические расчеты. Исходя из них, следует определить по каждому конкретному объекту годовые отборы газа и конденсата, продолжительность периода стабильной добычи газа и конденсата (до прорыва нагнетаемого агента в добывающие скважины), продолжительность всего периода разработки месторождения и коэффициент извлечения конденсата из пласта. Эти расчеты следует производить с учетом геологопромысловой характеристики объекта и технологических особенностей метода воздействия на пласт.

Годовые отборы газа, продолжительность периодов постоянной и снижающейся добычи и общий срок разработки залежи после извлечения конденсата могут устанавливаться так же, как для обычных газовых залежей.

При определении начальных и текущих дебитов газа (газоконденсата) исходят из условий обеспечения проектного уровня отбора по месторождению минимальным количеством скважин. Начальные дебиты скважин, следовательно, необходимо принимать максимально близкими по величине к свободным дебитам (когда нет противодавления на забой скважины). Но при этом надо учитывать факторы, которые могут ограничить величину максимально допустимых дебитов. К этим факторам прежде всего следует отнести: а) разрушение призабойной зоны скважины, образование песчаных пробок, вынос частиц породы и разрушение оборудования, возникновение нерегулируемого фонтана и кратера; б) подтягивание конусов подошвенных или языков краевых вод, послойное обводнение, закупорку, коррозию труб и оборудования скважин; в) вынос в призабойную зону пыли, ила, кристаллов соли и закупорку зоны; г) переохлаждение газа и возникновение в связи с этим термических напряжений в оборудовании, обмерзание его, гидратообразование; д) сильное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны внешним давлением; е) вибрацию оборудования, вызываемую большой турбулентностью потока газа; ж) потери пластовой энергии, расходуемой на турбулентное движение газа;

з) неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводненность).

-309-

К числу причин, снижающих дебит, относится также малая пропускная способность призабойной зоны скважины и газосборной сети.

Текущие дебиты скважин определяют путем газодинамических расчетов, при которых учитывают темпы падения пластового давления и обводнения залежи.

Для газовых и газоконденсатных залежей с самостоятельно разрабатываемой нефтяной оторочкой начальные и текущие дебиты газа (газоконденсата) следует рассчитывать с учетом положения фильтра скважины относительно ГИК (чтобы не допустить прорыва нефти в газовую часть залежи).

Основными геолого-геофизическими факторами, определяющими выбор систем размещения проектных добывающих скважин, являются: тип залежи (массивная или пластовая); режим работы; форма залежи и соотношение между площадями частей залежи во внешнем и внутреннем контурах газоносности; особенности геологического строения продуктивных пластов; их литолого-коллекторские свойства; геологическая неоднородность.

На месторождениях с пластовыми залежами добывающие скважины располагают во внутреннем контуре залежей с тем, чтобы максимально увеличить период безводной эксплуатации. Если площадь газовой зоны залежи сравнима с общей площадью газоносности, добывающие скважины размещают и в газоводяной зоне залежи.

В зависимости от коллекгорских свойств и эксплуатационной характеристики продуктивного горизонта для сводовых чисто газовых зон пластовых залежей применяют групповое, батарейное или равномерное расположение скважин.

Если пластовая газовая залежь характеризуется высокими коллекторскими свойствами и относительной геологической однородностью продуктивного пласта, эффективным режимом, то в чисто газовой зоне залежи (или в наиболее продуктивной ее части) можно осуществить разбуривание по групповой или батарейной схеме. При значительной геологической неоднородности продуктивного пласта (объекта) скважины целесообразно размещать равномерно по площади.

Равномерная сетка скважин применяется также для обширных газоводяных зон пластовых залежей и массивных газоводяных залежей, особенно если продуктивные интервалы неоднородны по своей литолого-коллекторской характеристике.

Для газовой (газоконденсатной) залежи, имеющей нефтяную оторочку промышленного значения (разрабатываемую с поддержанием пластового давления или без него), систему

-310-

размещения добывающих и нагнетательных скважин и очередность их разбуривания следует выбирать, ориентируясь на условия и систему разработки нефтяной оторочки.

При выборе плотности размещения скважин надо ориентироваться на геолого-промысловую характеристику продуктивных пластов (объектов), режим залежи, норму отбора газа из скважины.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 12)

1. Каковы геолого-промысловые особенности разработки газовых месторождений?

2. Каковы геолого-промысловые особенности разработки газоконден­сатных залежей?

3. Как учитывается геолого-промысловая информация при разработке газовых и газоконденсатных залежей?

Глава -1<5

Геологопромысловые методы контроля и регулирования разработки залежей нефти и газа

Геологопромысловые исследования при разработке преследуют две основные цели. Первая цель - оценка динамики свойств пластовых флюидов, направления фильтрационных потоков, продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, текущей нефтегазоводонасыщенности продуктивных пластов - направлена на решение оперативных раздач разработки. При этом полученные данные используются для оптимизации работы добывающих скважин, регулирования процесса разработки, корректировки суточной, месячной и годовой добычи продукции. Обобщение полученных данных используется также при оперативном подсчете запасов. Вторая цель - оценка величины и положения остаточных запасов и комплексирование

-311-

методов их извлечения с целью достижения потенциально возможной для данных геолого-физических условий нефтегазоконденсатоотдачи. Для любого объекта разработки достижение данной цели - сложная научная задача, решаемая с помощью методов геологопромыслового анализа.

13.1. Методы контроля за разработкой эксплуатационных объектов

13.1.1. Контроль за изменением свойств нефти, газа и воды в процессе разработки

Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки. Контроль за изменением свойств нефти проводится после отбора глубинных проб специальными пробоотборниками.

Дата добавления: 2014-12-27