Cтраница 3
Обобщая в целом представленный краткий анализ особенностей фильтрации неньютоновских нефтей в пористых средах, установленных на основании теоретических изысканий, лабораторных и промысловых экспериментов, в результате обобщения опыта разработки месторождений, необходимо отметить, что наличие у нефтей структурно-механических свойств в пластовых условиях и при определенных граничных условиях разработки приводит к снижению уровня добычи нефти из залежи, уменьшению конечного коэффициента нефтеизвлечения. Характерной особенностью при фильтрации неньютоновских нефтей являются отрицательные последствия влияния структурно-механических свойств пластовых нефтей на скорость фильтрации, образование застойных зон, что приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте, а следовательно, и к снижению уровня добычи нефти. Образование и ргамеры застойных зон зависят от целого ряда факторов, начиная от свойств нефти и пласта и его неоднородности, плотности сетки скважин и взаимного расположения добывающих и нагнетательных, скважин, начального ( предельного) градиента давления GO, после превышения которого начинается движение среды, и кончая граничными условиями разработки и способами подъема нефти на поверхность. [31]
При одинаковом поровом объеме прокачанной жидкости наибольший коэффициент нефтеизвлечения во всем интервале вязкостей нефти соответствует пятирядной системе заводнения. С увеличением соотношения вязкостей нефти и воды конечные коэффициенты нефтеизвлечения уменьшаются. [32]
Естественно, что такой неравномерный характер заводнения коллекторов предопределяет и существенно различные темпы выработки запасов нефти по пластам и группам пород. Кроме того, как показывает многолетний опыт разработки, это обуславливает и необходимость дифференцированной оценки конечных коэффициентов нефтеизвлечения с учетом одного из наиболее значительно влияющих на конечную нефтеотдачу факторов - литологической связанности пластов. Например, по Восточно-Лениногорской площади расчетная величина накопленного отбора по нижним пластам превышала начальные извлекаемые запасы, и в этой связи было выполнено уточнение коэффициентов нефтеизвлечения по пластам и типам пород с учетом их геологического строения и эффективности вовлечения в процессы заводнения. [33]
Разработана принципиальная схема оценки конечного нефтеизвлечения из объекта с неоднородными порово-трещинны-ми коллекторами, составляющими гидродинамически единую систему. Применительно к залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения технология ИДТВ позволяет получать приращение конечного коэффициента нефтеизвлечения по сравнению с ВГВ. [34]
Наибольшее распространение на месторождениях ООО ЛУ-КОЙЛ-Нижневолжскнефть получили гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, связанные с организацией на месторождениях систем заводнения с целью ППД и охвата вытеснением застойных зон продуктивных пластов. Практически на всех крупных нефтяных объектах применялась закачка воды, что позволяет сохранять высокие темпы отбора запасов нефти и увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения. Суммарные НИЗ нефти этих объектов равны 142 млн. т, что составляет 60 % от всех НИЗ, числящихся на балансе ООО ЛУКОЙЛ-Ниж-неволжскнефть или 75 % от суммарных НИЗ за исключением Памятно-Сасовского месторождения, которое находится в начальной стадии разработки и по которому ведутся опытные работы по ППД путем закачки воды. [35]
Однако применение эмпирических методов ( в частности, по-коэффициентного метода счета) оправдано лишь для ориентировочной оценки коэффициента нефтеизвлечения месторождений с небольшими запасами ( до 3 млн т), а также для залежей нефти простого геологического строения с балансовыми запасами до 30 млн т с по вариантным расчетом технологических и технико-экономических показателей разработки. На сегодняшний день только современные методы математического моделирования процесса извлечения нефти, несмотря на отмеченные выше их недостатки, пока позволяют в первом приближении более надежно определить извлекаемые запасы нефти и спрогнозировать конечный коэффициент нефтеизвлечения. [36]
Из практики анализа выработки запасов следует, что это возможно за счет учета такой характерной особенности основного продуктивного горизонта месторождения как наличие обширных зон слияний между пластами, обуславливающими их высокую гидродинамическую связанность друг с другом. Например, данные о результатах анализа заводнения коллекторов свидетельствуют о том, что отмеченная особенность геологического строения предопределяет опережающий характер выработки запасов по нижним из сливающихся пластов и ее необходимо принимать во внимание при определении конечного коэффициента нефтеизвлечения. [37]
Существенное влияние на характер вытеснения неньютоновских нефтей в пористых средах оказывает температурный режим пласта. Этому вопросу посвящено большое число работ, на которых мы останавливаться не будем, а лишь отметим, что такой факт, как закачка холодной воды в пласт ( тому подтверждение опыт разработки месторождения Узень) может привести к значительным потерям в добыче нефти и, как следствие, значении конечного коэффициента нефтеизвлечения. При разработке нефтяных месторождений подобного класса целесообразно применять метод поддержания пластового давления наряду с поддержанием пластовой температуры путем внутриконтурной закачки горячей врды. [38]
Необходимы новые способы разработки месторождений для повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения по истощенным объектам. Одним из методов, находящих все более широкое распространение во всем мире, является бурение горизонтальных скважин ( ГС) или боковых горизонтальных стволов ( БГС) в скважинах нерентабельного и отработанного фонда. Так, в ряде случаев по истощенным объектам за счет подключения тупиковых зон были получены фонтанные притоки нефти, и конечный коэффициент нефтеизвлечения удалось повысить на 5 - 8 %, Бурение ГС на законсервированных из-за нерентабельности эксплуатации месторождениях позволило ввести их в промышленную разработку. [39]