Достижение - высокая нефтеотдача
Cтраница 3
Регулировать перемещение газо-нефтяного контакта в таких условиях, как показала практика, чрезвычайно трудно. К тому же снижение депрессий приводит к растягиванию срока разработки месторождений на долгие годы. Таким образом, приходится констатировать факт, что система первоочередной разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей не решает проблемы достижения высокой нефтеотдачи. [31]
Для достижения высокой нефтеотдачи пластов необходимы благоприятные условия эксплуатации обводненных скважин, которые обеспечивали бы соответствие между обводненностью их продукции и степенью заводнения залежи. Взаимодействие обводненных скважин при изменении режима работы их является причиной резких колебаний содержания воды в добываемой продукции. Простои обводненных эксплуатационных скважин и различные виды воздействия на призабойные зоны водными растворами обусловливают опережающее обводнение их продукции и ухудшение условий для достижения высокой нефтеотдачи. Особенно плохое влияние эти мероприятия имеют на динамику обводнения продукции скважин, эксплуатирующих единым фильтром несколько продуктивных пластов, поскольку возможны межпластовые перетоки жидкости через скважину и блокирование ( консервация) нефтенасыщенных менее проницаемых пластов внедрившейся водой. [32]
Тогда основой для проектирования разработки нефтяных пластов и для создания теории их разработки - теории интерференции ( взаимодействия) скважин, формул для определения дебитов скважин при геометрически правильных схемах площадного заводнения и уравнений для определения дебитов рядов скважин при рядном-многорядном размещении добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин - послужила модель однородного непрерывного проницаемого нефтяного пласта. Однако эта модель однородного пласта и основанная на этой модели теория не могли объяснить фактически происходящее почти хаотическое постепенное обводнение скважин, необходимость отбора больших объемов воды ради достижения высокой нефтеотдачи пластов. [33]
 |
Распределение начального содержимого пласта [ XII. 40 ]. [34] |
Пласты, эксплуатирующиеся при режиме растворенного газа, имеют постоянный объем порового пространства. Нефть проталкивается к забоям скважин газом, выделившимся из нефти при снижении давления. В начальный момент газовая шапка в таких пластах может отсутствовать и образоваться в процессе эксплуатации залежи. Главным препятствием к достижению высокой нефтеотдачи в таких пластах является высокое значение относительной проницаемости породы для газа. Как только насыщенность породы жидкостью снижается до 70 - 80 %, газ обходит нефть, содержащуюся в порах, и прорывается к скважинам. По существу это означает, что в 4 ж3 нефти из 5 ж3 остается в пласте. Газ, содержащийся в этих 4 ж3 нефти и выделившийся из нее, обеспечил продвижение к забою продуктивной скважины 1 ж3 нефти. Однако следует заметить, что к концу эксплуатации месторождения весь газ, растворенный в нефти, добывается полностью. Поэтому с точки зрения запасов газа в нефтяном месторождении представляет интерес начальное содержание нефти, а не возможная или ожидаемая добыча. [35]
 |
Распределение начального содержимого пласта [ XII. 40 ]. [36] |
Пласты, эксплуатирующиеся при режиме растворенного газа, имеют постоянный объем порового пространства. Нефть проталкивается к забоям скважин газом, выделившимся из нефти при снижении давления. В начальный момент газовая шапка в таких пластах может отсутствовать и образоваться в процессе эксплуатации залежи. Главным препятствием к достижению высокой нефтеотдачи в таких пластах является высокое значение относительной проницаемости породы для газа. Как только насыщенность породы жидкостью снижается до 70 - 80 %, газ обходит нефть, содержащуюся в порах, и прорывается к скважинам. При эксплуатации пластов, насыщенных нефтью, содержащей в растворенном состоянии 125 ж3 / ж3 газа, газовый фактор в добываемой продукции может достигать 625 л3 / 113 - По существу это означает, что в 4 мъ нефти из 5 ж3 остается в пласте. Газ, содержащийся в этих 4 ж3 нефти и выделившийся из нее, обеспечил продвижение к забою продуктивной скважины 1 ж3 нефти. Однако следует заметить, что к концу эксплуатации месторождения весь газ, растворенный в нефти, добывается полностью. Поэтому с точки зрения запасов газа в нефтяном месторождении представляет интерес начальное содержание нефти, а не возможная или ожидаемая добыча. [37]
Выработка запасов по площадям, участкам, пластам и отдельным залежам сильно различается. Наиболее низкие значения КИН отмечаются в промежуточных пластах ТТНК. По основным пластам прогнозные величины КИН также сильно различаются. Однако в целом ожидается достижение достаточно высокой нефтеотдачи. [38]
На основе анализа фактического материала А. Д. Бичкевский, М. М. Ма-ташев и Ю. И. Шаевский [39] сделали вывод, что при недостаточной активности законтурной водоносной области хорошо зарекомендовавшим себя методом воздействия в Эмбинском районе является площадное заводнение. Учитывая, что у залежей с высоковязкими нефтями практически отсутствует безводный период эксплуатации, авторы рекомендуют использовать метод площадного заводнения на любой стадии разработки. Авторы также отмечают, что для достижения высокой нефтеотдачи залежей необходима многократная их промывка: до пяти-шести объемов от геологических запасов. [39]
Площадное заводнение следует применять на низкопродуктивных пластах и участках пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами с небольшой степенью изменчивости продуктивности. Областью применения площадного заводнения следует считать и пласты, разбитые на мелкие блоки тектоническими нарушениями. Наиболее приемлемо площадное заводнение для высокопродуктивных пластов с минимальной степенью изменчивости коллек-торских свойств по площади. Учитывая, что у залежей с высоковязкими нефтями практически отсутствует безводный период разработки, рекомендуется использовать метод площадного заводнения на любой стадии разработки, но для достижения высокой нефтеотдачи в этих условиях необходима многократная их промывка: до пяти-шести объемов от геологических запасов. [40]
Обращают на себя внимание залежи XVI ( 26) и XXII ( 28) пластов Октябрьского месторождения. При весьма близкой характеристике залежей в динамике обводнения их продукции имеется заметное различие. Обе залежи характеризуются высокой проницаемостью пластов - 1370 и 1800 мД, соотношением вязкости нефти и воды, равным 2, классическим водонапорным режимом, разбуренностью по плотным сеткам - 1 6 и 3 га / скв. Около половины запасов отобрано из них без обводнения продукции. В то же время в третьей стадии продукция пласта XXII обводняется значительно интенсивнее пласта XVI. Видимо, большее увеличение обводненности продукции к концу третьей стадии по пласту XXII обусловлено более ранним форсированием отбора жидкости из обводненных скважин. Как видно из табл. 32, по пласту XXII получена большая нефтеотдача, однако возможность достижения столь высокой нефтеотдачи ( 93 5 %) вызывает сомнение. Не исключено, что геологические запасы нефти по этой залежи занижены. [41]
Страницы: 1 2 3