Cтраница 2
Чтобы сохранить возможно дольше высокий уровень добычи нефти при быстром росте объема попутно добываемой воды, проекты разработки большинства месторождений предусматривают увеличение отбора жидкости до извлечения 60 - 70 % извлекаемых запасов нефти. Разработка месторождений в поздний период ( стадии II и III) согласно первоначальным проектам должна вестись при постоянном наращивании объемов нагнетания воды в условиях падения добычи нефти. [16]
Отсюда следует, что для оптимизации не только доразработки, но и разработки в целом объекта необходимо сравнить ожидаемые показатели для нескольких вариантов, различающихся объемами нагнетания воды и размерами сухого поля к моменту прекращения поддержания давления. Очевидно, эти расчеты должны носить конкретный характер с учетом характеристики объекта разработки. [17]
Полученный прирост в закачке воды или в добыче жидкости по одной скважине не означает, что и по участку или залежи в целом на ту же величину увеличится объем нагнетания воды или добыча жидкости. [18]
В реальных условиях амплитуда колебания расхода воды не может быть бесконечно большой. Увеличение объема нагнетания воды ( при постоянном числе нагнетательных скважин) ограничивается возможностями насосов, устанавливаемых в системе заводнения. Сокращение же объема нагнетания воды, следствием которого является снижение пластового давления, не должно приводить к снижению его величины намного ниже давления насыщения. [19]
В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти особенности воды - и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа, с целью уменьшения их недостатков, применением их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор ( ниже среднего размера) и крупных пор ( выше среднего размера) в коллекторе. [20]
Начало закачки воды в горизонт Пб, кумский горизонт I и горизонты тяжелой нефти относится к концу 1952 г. В 1954 г. была начата закачка воды в межсбросовое крыло кумского горизонта и в 1955 г. - в кумский горизонт Новодмитриевской площади. В целом процесс заводнения пластов систематически расширялся. Количество нагнетательных скважин росло, объем нагнетания воды и газа в пласты увеличивался. [21]
Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применении их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор ( ниже среднего размера) и крупных пор ( выше среднего размера) в коллекторе. [22]
Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор ( ниже среднего размера) и крупных пор ( выше среднего размера) в коллекторе. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности ( 10 - 15 %), при которой газ неподвижен. [23]