Cтраница 2
Продолжается многолетняя негативная тенденция к снижению проектной нефтеотдачи, в результате чего уже потеряно около 15 млрд т потенциальных извлекаемых запасов, что сопоставимо с суммарной добычей за всю историю нефтяной промышленности России. За последние 15 лет проектный коэффициент нефтеотдачи снизился до 27 - 28 %, что является одним из самых низких показателей в мире. [16]
Последняя группа объектов характеризуется слабопроницаемыми заглинизированными пластами. Пласт насыщен легкой нефтью с вязкостью 0 7 мПа.с. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0 35, т.е. извлекаемые запасы планируется добывать в основном из последнего пропластка. Вследствие высокой неоднородности пласта на объекте-полигоне наблюдается массовый прорыв нагнетаемой воды в ближайшие к контуру питания добывающие скважины. Средний дебит добывающих скважин составляет всего 4 1 т / сут. [17]
Это может быть плохо, если процент падения добычи нефти высокий, а темп отбора введенных в разработку извлекаемых запасов нефти низкий: значит, действительно введенные в разработку извлекаемые запасы нефти намного меньше числящихся введенных официально утвержденных. Тогда либо официально утвержденные геологические запасы нефти завышены, либо проектный коэффициент нефтеотдачи завышен, либо не осуществляется запроектированная технология, например, не осуществляется запроектированное поддержание пластового давления путем заводнения и действует малоэффективный режим истощения. [18]
Результаты наших первых экспериментов, а также зарубежные данные позволяют сделать вывод, что в ближайшее время удастся усовершенствовать этот метод, доказать его эффективность и начать промышленнсе внедрение. Ожидается, что добыча попутной воды снизится не менее чем в 1 5 - 2 раза при сохранении проектного коэффициента нефтеотдачи. [19]
Прежде всего это касается показателей, определяющих достижение планируемого уровня добычи нефти. Это 1) величины запасов различных категорий, достоверность которых колеблется в широких пределах; 2) величины проектных коэффициентов нефтеотдачи на практике не всегда достигают проектного уровня, о чем свидетельствуют примеры разработки ряда месторождений. [20]
В нефтедобывающей промышленности СССР за предыдущие примерно 25 лет многое сделано для планомерного и научно обоснованного внедрения на большинстве нефтяных месторождений различных систем искусственного заводнения. Широкое применение при разработке нефтяных месторождений систем заводнения является одним из важных факторов успешного развития добычи нефти и обеспечения сравнительно более высокого среднего по стране проектного коэффициента нефтеотдачи пластов. [21]
При этом были учтены: прерывистый характер строения коллектора, высокая вязкость и малая нефтенасыщенность пластовой нефти, низкие коллекторские свойства пород. Расчеты проектного коэффициента нефтеотдачи произведены раздельно по пластам с учетом неоднородности физических свойств коллекторов и вязкостей пластовых нефтей и воды при режиме вытеснения нефти водой при площадном нагнетании рабочего агента. [22]
Приведенные факторы существенно влияют на полноту выработки запасов нефти, т.е. на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов и на условия рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений. В табл. 3.1 приведены сведения о проектных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым месторождениям страны, разрабатываемым в течение длительного времени заводнением. [23]
Средний расчетный коэффициент нефтеотдачи равен 0 55 против 0 6 и более по первоначальным проектам. Такое расхождение по-видимому связано в основном с неточностью оценки проектного коэффициента нефтеотдачи и в меньшей степени с отклонениями от запроектированных технологических решений. [24]
В работе [288] отмечается, что бурение в обводненных зонах залежи новых скважин и геофизические исследования особенностей насыщенности пластов после их обводнения свидетельствуют о неполной выработке запасов по мощности пласта. Нередко оказываются обводненными лишь 30 - 40 % его мощности. Полученные коэффициенты использования запасов вызывают сомнение, будет ли достигнуто значение проектного коэффициента нефтеотдачи. [25]
Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пластовой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому подчеркнем, что осуществление изоляционных ( ремонтно-изоля-ционных) работ ( РИР) целесообразно только в случаях преждевременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выработки пласта для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи. [26]
Повторим еще раз: первый коэффициент учитывает взаимную нерастворимость нефти и вытесняющего агента, микронеоднородность породы пластов и действие капиллярных сил; он специально выделен, чтобы отделить влияние микронеоднородности и капиллярных сил от влияния неоднородности и макронеоднородности; второй коэффициент учитывает зональную неоднородность пластов, число скважин и капитальные затраты, которые в основном пропорциональны числу скважин, а третий коэффициент учитывает q0 - амплитудный дебит скважины, Q - ее подвижные запасы нефти, кратность прокачки вытесняющего агента, Qp2n - суммарный отбор жидкости и текущие экономические затраты, которые в основном пропорциональны отбору жидкости. Значит, первый коэффициент, именно, КЕ - коэффициент вытеснения не учитывает кратность прокачки вытесняющего агента и должен быть определен при такой большой прокачке агента, после которой он уже не изменяется, не увеличивается; иначе этот коэффициент, определенный в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов после прорыва вытесняющего агента, но при недостаточной прокачке агента, перестает быть коэффициентом вытеснения и оказывается неким коэффициентом нефтеотдачи в виде произведения коэффициентов вытеснения и заводнения Кко в - э, поскольку остается зависимым от отбора жидкости и прокачки вытесняющего агента. А это явно приводит к занижению коэффициента вытеснения за счет присоединения коэффициента заводнения и в дальнейшем при проектировании разработки нефтяных пластов к занижению проектного коэффициента нефтеотдачи и к несоответствию фактической динамики добычи нефти запроектированной динамике. Поэтому оказывается необходимым уточнить, что такое продолжительная, достаточно большая, а теоретически неограниченно большая прокачка вытесняющего агента. [27]
Однако в десятом интервале темны роста неодинаковы. Это объясняется погрешностью расчета, вполне возможной в интервале с очень большим объемом добычи жидкости. Оценивая величину погрешности в 0 002 % на 1 млн. т добычи жидкости, приходим к выводу, что она составляет 182 5 тыс. т нефти, которая будет недополучена до проектного коэффициента нефтеотдачи. [28]
Четвертая стадия по большинству рассматриваемых объектов еще не закончена. В настоящее время практически завершено разработкой ( отобрано более 99 % запасов) лишь несколько залежей - горизонт ПК2 северо-восточного поднадвига и юго-восточного поля месторождения Сураханы ( 8, 10), горизонт НПКл центрального поля того же месторождения ( 7) свита ПК северо-западного поля месторождения Кала ( 16), горизонты XI, XIII, XVI, XXII Октябрьского месторождения, горизонт III основной площади месторождения Доссор. Судя по этим и другим залежам, по которым использование извлекаемых запасов тоже значительно, завершающая стадия разработки является наиболее длительной и достигает 35 - 37 лет. Практика показывает, что при достаточном отборе запасов за основлой период в завершающей стадии доразработка залежи осуществляется в основном с использованием ранее пробуренного фонда скважин. Если использование запасов к концу третьей стадии недостаточно, в четвертой стадии для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи требуется бурение дополнительных скважин и внесение существенных изменений в системы воздействия на залежь. [29]