Коллекторами нефти и газа

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет  объективно подойти к выделению  эксплуатационных объектов.

Геолого-промысловые  факторы. Из этой группы учитываются следующие:

8. возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;
9. литологическая характеристика продуктивных пластов;
10. общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;
11. коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;
12. результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;
13. физико-химические свойства нефти, газа и воды;
14. мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;
15. методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;
16. запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;
17. первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;
18. гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты при выделении ЭО применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

19. установление годовой добычи по залежи каждого пласта:
20. определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;
21. установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;
22. оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;
23. расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;
24. определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;
25. нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Технические факторы.

26. Способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным способом эксплуатации.
27. Выбор диметра эксплуатационных колонн
28. Выбор диаметра НКТ и т.д.
29. Технологические факторы
30. выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.
31. выбор метода поддержания пластового давления.
32. возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.

Таким образом, выделение  эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей.

Обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические  особенности, благоприятствующие и  препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических  факторов.

Показателем характеризующим технологический  эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов  для совместной эксплуатации может  быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько  пластов совместно Кпр. совм, который  интегрально характеризует условия  эксплуатации данной скважины.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений  различных нефтегазодобывающих  районов страны было замечено, что  среднее значение коэффициентов  продуктивности скважины Кпр. совм, эксплуатирующих  несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов  продуктивности скважин, эксплуатирующих  те же пласты отдельно, т.е.

где -среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2,...,n); n-число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.

Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совм являются:

33. нелинейный характер фильтрации жидкости;
34. характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений;
35. взаимовлияние пластов, обусловленное распредилением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.
36. Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов Кпр.совм будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ

Применяемые виды заводнения показаны на рис. 15. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами  залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью  пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений  и др.

Ниже приводятся краткая  характеристика различных видов  заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.

Законтурное заводнение.

При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную  водоносную часть продуктивного  пласта (рис. 16). С целью приближения  нагнетательных скважин к зоне отбора их следует располагать как можно  ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой  ширине залежей (до 5— 6 км), малой относительной  вязкости пластовой нефти (до 2—3), высокой  проницаемости коллектора (0,4—0,5 мкм² и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных условиях получены положительные результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.