Основная масса - закачиваемая вода
Cтраница 1
Основная масса закачиваемой воды в этих условиях фильтруется по высокопроницаемым интервалам нефтеводонасыщенного коллектора, оставляя невыработанной его низкопроницаемую часть, которая относится к категории объектов с трудноизвлекаемыми запасами. [1]
При повышении давления нагнетания трещины увеличивают свое раскрытие и основная масса закачиваемой воды начинает фильтроваться через трещины, а пористая среда как бы выключается. Однако это происходит в зоне ограниченного радиуса ( несколько десятков метров), за пределами которого пористая среда работает по-прежнему. Таким образом, роль трещин в основном сводится к роли каналов-проводников для закачиваемой воды через загрязненную примесями призабойную зону пласта. [2]
Такая же картина наблюдается и в реальных пластах при прорыве воды в добывающие скважины - основная масса закачиваемой воды фильтруется по промытым высокопроницаемым зонам. [3]
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницасмых продуктивных пластов. [4]
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов. [5]
 |
Кривая восстановления забойного давления скв. 215 ( Усть-Балык. [6] |
По методике Полларда в окрестности скважины можно выделить условно три зоны: приствольную, зону крупных трещин в призабой-ной части пласта и удаленную зону пласта, в которой происходит фильтрация основной массы закачиваемой воды из системы трещин и трещинно-пористую или пористую систему пород. С целью более четкого выделения этих зон кривую восстановления давления строят в полулогарифмической сетке; графический анализ этой кривой позволяет определить потерю давлений в каждой из условно выделенных зон при закачке в пласт определенного объема воды. [7]
Одной из главных причин преждевременного обводнения скважин при отборе нефти не более 35 - 50 % от балансовых запасов является послойная проницаемостная неоднородность продуктивных пластов. Основная масса закачиваемой воды в этих условиях фильтруется по высокопроницаемым интервалам нефтеводонасыщенного коллектора, оставляя невыработанной его низкопроницаемую часть, которая относится к категории объектов с трудноизвлекаемыми запасами. [8]
Как видно из приведенных данных, проблема эффективного использования энергии закачиваемых вод и других нефтевы-тесняющих агентов наиболее актуальна для Бавлинского месторождения на поздней стадии разработки. В связи с образованием обширных промытых зон в продуктивном пласте основная масса закачиваемой воды движется по высокопроницаемым пропласткам и трещинам, не оказывая существенного влияния на выработку низкопроницаемых алевролитовых и глиносодержащих пропластков. Для дальнейшего повышения нефтеотдачи пластов, как и в призабойной зоне пласта, необходимо ограничить движение воды или другого нефтевытесняю-щего агента по промытым зонам. [9]
Заводнение неоднородных нефтяных пластов сопровождается ранней и быстро прогрессирующей обводненностью продукции добывающих скважин. При этом на поздней стадия разработки месторождений наблюдается образование обширных промытых зон, характеризуемых относительно высокой проницаемостью, по которым фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая существенного влияния на выработку слабопроницаемых пропласт-ков. [10]
Тритий был закачан в скв. В результате было установлено, что основная масса закачиваемой воды движется в направлении скв. Остальные скважины не испытывают заметного влияния со стороны скв. [11]
На большинстве из рассматриваемых месторождений или в отдельных зонах коллекторские свойства одного из пластов ( как правило, пласта CVi или Си и реже пласта CVi) превалируют над остальными. При совместной эксплуатации основная добыча нефти и жидкости происходит из этих пластов. Аналогично, они, принимают и основную массу закачиваемой воды. [12]
В экспериментальных исследованиях были использованы малообъемные оторочки 1 - 10 % - ных водных растворов АФэ-12, закачиваемых после оторочек раствора полимера и глинистой суспензии, образующих в пористой среде поли-мердисперсную систему. Таким образом, невыработанными остаются низкопроницаемые пропластки при высоких значениях обводненности продукции ( 89 1 - 92 0 %), извлекаемой из пласта в целом. Такая же картина наблюдается и в реальных пластах при прорыве воды в добывающие скважины - основная масса закачиваемой воды движется по промытым высокопроницаемым зонам. В этих условиях закачка поли-мердисперсной системы приводит к снижению подвижности воды в высокопроницаемой части пласта ( рис. 9.7, кривая 1) и более интенсивному вытеснению нефти из низкопроницаемого пропластка. [13]
При первичном вытеснении нефти водой происходит опережающее заводнение высокопроницаемого пропластка. При обводненности вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя, равной 100 %, коэффициент вытеснения по нему достигает 64 - 75 %, и из этих пропластков нефть в дальнейшем не вытесняется. При более высокой степени неоднородности пластов в конце первичного вытеснения нефти скорость фильтрации по низкопроницаемому пропластку снижается до нуля, т.е. происходит практическое отключение его из разработки. Таким образом, низкопроницаемые пропластки оказываются невыработанными до конца и характеризуются высокой остаточной нефтенасыщенностью. Аналогичная закономерность наблюдается и в реальных пластах, где основная масса закачиваемой воды фильтруется по наиболее проницаемым зонам, не оказывая существенного влияния на извлечение нефти из менее проницаемых пропластков. [14]
Страницы: 1