Конечный коэффициент - охват
Cтраница 1
Конечный коэффициент охвата является функцией предельной обводненности добываемой из пласта нефти. Предельная обводненность добываемой нефти, при которой наступает экономический предел рентабельности добываемой нефти, зависит от дебитов жидкости по скважинам, от глубины скважин и предельной себестоимости добываемой нефти. Эта зависимость показана на рис. 13 первой главы. [1]
С увеличением расстояний между скважинами в рядах повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции, добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из второго ряда скважин, за счет удаления его от контура нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента охвата залежи заводнением ( для конкретной обводненности) даже при разрежении сетки скважин. При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата увеличивается. [2]
 |
Схема элемента пласта при 100 % - ном охвате заводнением при разрезании залежи. [3] |
Из изложенного следует, что неодновременность ввода элементов сетки в работу влияет на динамику процесса в каждом элементе, а также на конечный коэффициент охвата залежи в целом. Поэтому темп ( а возможно, и порядок) ввода необходимо учитывать при геолого-технологическом проектировании площадного заводнения не только для получения возможно более точной оценки проектных показателей разработки, но и с целью использования его для увеличения конечного охвата залежи заводнением выбором оптимальных темпов ( и порядка) разбуривания площадной схемы и технологии самого процесса. Особенно важно изучение этого вопроса для условий морских месторождений, при разработке которых находит широкое применение кустовое ( очаговое) заводнение. [4]
На основе аналогичных построений в зависимости от величины а / а вычислялись накопленные объемы воды, добываемой попутно с нефтью, при достижении конечного коэффициента охвата пласта заводнением. Как видно, степень снижения объема попутно добываемой воды пропорциональна длине горизонтальной скважины. [5]
Величина коэффициента вытеснения 0 64 была принята в качестве коэффициента конечной нефтеотдачи для расчета извлекаемых запасов нефти по залежи, что недостаточно обосновано, поскольку конечный коэффициент охвата заводнением, как правило, ниже единицы. [6]
При сравнении результатов опытов, в которых перемена направления вытеснения осуществлена на различных стадиях обводненности, видно ( см. рис. 54), что для более ранней стадии ( после прорыва воды) конечный коэффициент охвата не выше, а даже несколько ниже, чем для более поздней конечной стадии обводнения. По-видимому, в отличие от многих других методов повышения нефтеотдачи, когда воздействие эффективнее на более ранней стадии разработки, для метода ИНФП влияние стадии разработки незначительно. [7]
Но с другой стороны, с уменьшением ширины блоков возрастает активность системы заводнения, увеличиваются средние дебиты скважин. Более высокие дебиты жидкости по скважинам делают экономически выгодным эксплуатацию скважин до более высокой степени обводненности, благодаря этому растет значение конечного коэффициента охвата залежи процессом заводнения. [8]
Однако общая закономерность при этом сохраняется. Отметим, что преимущества однорядных систем разработки в полной мере могут быть использованы лишь при горизонтальности как нагнетательных, так и эксплуатационных скважин. Если горизонтальны только нагнетательные либо только эксплуатационные скважины, объем попутно добываемой воды при конечном коэффициенте охвата пласта заводнением будет даже несколько большим, чем для вертикальных скважин, хотя накопленная добыча нефти за безводный период увеличится. [9]
Поэтому в продукции, добываемой из первого ряда скважин, вода появляется с самого начала эксплуатации. Второй ряд скважин удален от внутреннего контура нефтеносности на 2а и до некоторого момента продукция из него будет безводной. С увеличением расстояния между скважинами в первом ряду повышается темп роста обводненности продукции в зависимости от охвата в начальной стадии и снижается конечный коэффициент охвата заводнением, особенно в условиях неоднородного пласта и цв и. То же самое происходит при увеличении расстояния между скважинами второго ряда и при сохранении неизменным расстояния его от контура нефтеносности. [10]
На Чутырско-Киенгопском месторождении залежь нефти башкирского яруса по сложности строения карбонатного коллектора не уступает нефтяной залежи в отложениях того же возраста Осинского месторождения и осложнена газовой шапкой. Ошибка в прогнозе уровня добычи нефти в начальной стадии разработки обусловлена, в основном, недостаточно точной оценкой гидродинамических параметров объекта по материалам геологоразведочных работ. За счет уплотнения сетки скважин на Киенгопской площади и уплотнения сетки скважин совместно с усилением системы заводнения на Чутырской площади добычу нефти на месторождении удалось вывести на заданный текущий уровень, но не может быть уверенности, что ныне действующая система разработки сможет обеспечить запланированную нефтеотдачу из-за ожидаемого низкого конечного коэффициента охвата заводнением. [11]
Страницы: 1