Cтраница 2
В течение ряда лет в различных научно-исследовательских институтах проводятся исследования по изысканию способов воздействия на обводненные нефтяные залежи с целью улучшения приемистости водонагнетательных скважин, уменьшения обводненности добывающих скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Один из таких способов обработки нагнетательных скважин для увеличения добычи нефти из обвод-нившихся пластов основан на использовании реагентов СНПХ-9630 или СНПХ-9633, которые представляют собой смеси ПАВ различных типов и углеводородных растворителей. Каждая из этих композиций выпускается в промышленности в виде нескольких модификаций ( марок), которые различаются по составу и позволяют адаптировать реагенты к различным геолого-физическим условиям разработки залежей. [16]
Однако опыт применения кислотных обработок в условиях трещиноватых пластов ( объединения Укрнефть, Белоруснефть) показал, что их эффективность существенно снижается из-за проникновения кислоты, в первую очередь в высокопроницаемые обводненные толщины ( трещины), или при повторных обработках - в одни и те же интервалы. Особенно заметно снижение эффективности при повышенной обводненности добывающих скважин. [17]
С 1961 г. в пяти добывающих скважинах, переведенных в наблюдательные, начали проводить контроль за подъемом статического водонеф-тяного раздела в стволе, отражающего подъем ВНК в залежи. По замерам в наблюдательных скважинах и обводненности добывающих скважин был выявлен неравномерный подъем ВНК, замедленный на юго-западе и более интенсивный на северо-востоке. [18]
Регулирует перераспределение фильтрационных потоков, выравнивает профиль приемистости нагнетательных и снижает обводненность добывающих скважин. [19]
В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки. [20]
При наличии нескольких малопродуктивных нефтяных пластов ради обеспечения их экономически рентабельной промышленной разработки эти пласты приходится объединять в один общий эксплуатационный объект. Обычно это заметно увеличивает расчетную послойную неоднородность по проницаемости и увеличивает потребность в контроле за обводненностью добывающих скважин, их пластов и слоев. [21]
При наличии нескольких малопродуктивных нефтяных пластов, ради обеспечения их экономически рентабельной промышленной разработки, эти пласты приходится объединять в один общий эксплуатационный объект. Обычно это заметно увеличивает расчетную послойную неоднородность по проницаемости и увеличивает потребность в контроле за обводненностью добывающих скважин, их пластов и слоев. [22]
В связи с этим основой для технологических решений при этом должна быть карта остаточных нефтенасыщенных толщин залежи, составленная на дату принятия решения. Карта составляется по данным бурения новых скважин, геофизических исследований, расчетных остаточных нефтенасыщенных толщин, определенных по степени обводненности добывающих скважин, учитывается также объем закачанной воды при внутриконтурном заводнении, даты начала обводнения скважин, интервалы перфорации и другие прямые и косвенные данные о текущем положении ВНК. При построении карт необходимо проводить математическое моделирование с тщательным воспроизведением истории разработки нефтяных залежей. [23]
Важно отметить, в чем одинаковость этих двух крайних, идейно противостоящих, математических моделей. Хотя первая вероятностная модель - это мысленные построения, это перенос увиденного по одним существующим скважинам на другие, еще не существующие, только проектируемые скважины; а вторая адресная детерминированная модель - это голый факт, это то, что есть на самом деле; но и та и другая модель базируется на трех китах: 1 - на законе Дарси, на законе прямой пропорциональности скорости фильтрации жидкости градиенту давления, а расхода жидкости перепаду давления; 2 - на законе снижения дебита нефти и роста обводненности добывающей скважины при фиксированных условиях ее эксплуатации - на законе прямолинейного снижения дебита нефти в зависимости от накопленного отбора нефти после безводного периода; 3 - на законе снижения дебита нефти нефтяной залежи при фиксированных условиях разработки - на законе прямолинейного снижения дебита нефти залежи в зависимости от накопленного отбора нефти. Общий математический ( алгебраический) вид этих законов одинаков как для первой вероятностной модели, так и для второй адресной детерминированной модели; их различия только в численных значениях коэффициентов пропорциональности и других параметров. Так, в первой вероятностной модели все добывающие скважины одинаковы по подвижным запасам нефти и по конкретному виду закона снижения дебита нефти, но различны по коэффициенту продуктивности, по дебиту нефти и соответственно по темпу отбора подвижных запасов нефти. [24]
В результате проведенных работ приемистость по скважине была снижена с 1289 м3 / сут практически до нуля. После СКО приемистость стабилизировалась примерно 470 м3 / сут. Значительно снизилась обводненность добывающих скважин в зоне влияния. [25]
Нефтеотдача трещиновато-пористых пластов при существующих стационарных способах их разработки остается весьма низкой. В таких пластах нефть сосредоточена в блоках, а движение жидкости происходит в основном по трещинам, проницаемость которых существенно выше проницаемости блоков. Это приводит к быстрой обводненности добывающей скважины нагнетаемой в пласт водой. [26]
Этот период может задаваться априори. Однако, очевидно, что он связан с предельно допустимой обводненностью добывающих скважин, при достижении которой скважина обычно отключается. Поэтому в дальнейшем под периодом разработки будем понимать такой интервал времени ( Т, Тк), при котором в момент Тк все добывающие скважины достигают предельно допустимой обводненности. [27]
При температуре выше 70 С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора - практически мгновенно образуется гель. Образование его приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и снижению обводненности добывающих скважин. [28]
При температуре выше 70 С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. Образование его приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и снижению обводненности добывающих скважин. [29]
Если скважинные характеристики показывают ухудшение процесса вытеснения в высокопроницаемой части пласта то низкопроницаемые участки играют активную роль в добыче. Так по скважинам крыльевых зон пласта Eg Покровского месторождения было извлечено 57 от всей добычи нефти. Первоочередное обводнение хорошо проницаемой части привело к тому что выработка остаточной нефти, содержащейся в зонах высоких коллекторских свойств пласта, была затруднена при сложившемся гидродинамическом поле ввиду прогрессирующей часто екачкообоазной обводненности добывающих скважин свода, а значительная доля остаточных запасов оказалась сосредоточенной в плохо проницаемых участках крыла. [30]