Текущий отбор - жидкость
Cтраница 3
В начале разработки залежи при увеличении числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти. При поддержании добычи на достигнутом уровне стабилизируется пластовое давление, по мере поступления подошвенной воды количество воды в жидкости увеличивается, а нефти соответственно уменьшается. Пластовое давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными до падения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. [31]
Но самое главное здесь заключается в том, что высокие расчетные значения нефтеотдачи достигаются при очень больших объемах отбираемой жидкости. Так, суммарный ВНФ за весь срок разработки должен возрасти до 4 - 9, т.е. в 3 - 4 раза по сравнению с фактической накопленной величиной. Элементарные расчеты показывают, что если при этом сохранить текущие отборы жидкости на достигнутом уровне, то сроки доразработки по отдельным объектам составят 50 - 100 и даже 200 лет. Методически это результат принятого в расчетах условия постоянства отбора жидкости. Нереальность названных сроков доразработки очевидна, поскольку при ограниченном времени службы скважин пришлось бы обновить практически весь фонд. Сокращение сроков разработки по существу возможно только при форсировании отбора жидкости. [32]
 |
Карта обводненности по участку пласта БС10, %. / - менее 96. [33] |
Добывающие скважины пласта БС10 сравнительно высокопродуктивны. Средние дебиты по жидкости находятся на уровне 70 - 100 м3 / сут. Анализ степени снижения текущего дебита жидкости по сравнению с ранее достигнутым максимальным его значением показал, что в ряде случаев имеет место существенное снижение текущих отборов жидкости. В частности, снижение текущего дебита жидкости в несколько раз наблюдается в районе скв. [34]
В момент т т, начинают вводить в эксплуатацию нагнетательные скважины в законтурной области и приток из нее воды, затрачиваемой на компенсацию отбираемой жидкости из нефтеносной части месторождения, уменьшается. При этом текущий отбор жидкости, остающийся неизменным, частично компенсируется закачкой воды в пласт и ее притоком из законтурной области. [35]
Обычно послойная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости бывает достаточно велика. Поэтому доля нефтяных слоев очень низкой проницаемости, доля линий тока и трубок тока, идущих от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих, с очень большим ( предельно большим) временем вытеснения нефти тоже бывает достаточно велика. Поэтому, чем дольше эксплуатируют добывающую скважину, тем больше ее накопленная добыча нефти и соответственно нефтеотдача пластов в зоне действия скважины, а если так сделать по всем добывающим скважинам, то нефтеотдача будет больше в целом по всему эксплуатационному объекту. Однако текущие экономические затраты пропорциональны текущему отбору жидкости, а текущие экономические поступления пропорциональны текущему отбору нефти. И наступает такой момент времени, когда дебит нефти становится таким малым, что текущие экономические поступления не компенсируют текущие экономические затраты и дальнейшая эксплуатация скважин становится убыточной. Отбираемая жидкость обычно состоит из нефти и попутной воды, т.е. вытесняющей воды и воды, поступившей из-за негерметичности скважин из других водоносных пластов. Оказывается, есть предельно допустимая с экономической точки зрения максимальная доля воды ( и минимальная доля нефти) в дебите жидкости. В рамках здравого смысла при осуществлении промышленного процесса добычи нефти эту предельную максимальную долю воды ( максимальную обводненность) все равно приходится соблюдать. [36]
XIII и XVI пластов с 1930 г. по старой треугольной сетке и при расстояниях между ними 173 м, в редких случаях повышали добычу и притом на крайне непродолжительный срок, измеряемый днями. Мало того, начиная с 1929 г., в фонтанных скважинах стало наблюдаться падение пластового давления и снижение дебитов. Причину такого явления С. Н. Шаньгин объясняет чрезмерным текущим отбором жидкости ( нефти и воды), количество которой превышает пропускную способность пористых пластов, проводящих воду от источника питания к разрабатываемой нефтяной залежи. [37]
В качестве критерия технологической эффективности реализуемой системы разработки или отдельного геолого-технологического мероприятия, определяемого с помощью ХВ, обычно выступает величина извлекаемых запасов нефти или нефтеотдача пластов. Однако при этом часто игнорируется немаловажный вопрос - при каком суммарном водо-нефтяном факторе ( ВНФ) и за какой срок разработки достигаются эти показатели, хотя сами методы ХВ позволяют это сделать. В связи с этим следует обратить внимание на одно важное обстоятельство, которое обычно не обсуждается. Дело в том, что уравнения разработки, используемые во всех традиционных методах ХВ, основаны на постоянстве текущего отбора жидкости с самого начала и до конца эксплуатации объекта. В прогнозных расчетах это приводит к большим объемам отбираемой жидкости за весь срок разработки, что в свою очередь ведет к завышению извлекаемых запасов нефти. Между тем совершенно очевидно, что в реальных условиях, особенно в поздней стадии разработки, когда обводненные пласты и скважины отключаются, а физически изношенные скважины выходят из строя, общий текущий отбор жидкости по объекту невозможно сохранить надолго на одном уровне без увеличения дебитов скважин действующего фонда или без бурения новых скважин. [38]
Не отмечается снижение приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки полимерного раствора. Имеются лишь единичные данные об увеличении ( расширении) профиля приемистости нагнетательных скважин при закачке полимерного раствора. Такие данные разрознены, немногочисленны, но фактов, свидетельствующих о том, что давление на устье нагнетательной скважины не возрастает, накоплено к настоящему времени немало. Между тем, из расчетов на модели полимерного заводнения, принятой в БашНИПИнефть ( набор сообщающихся прослоев различной проницаемости), следует, что приемистость нагнетательных скважин после начала закачки полимерного раствора должна снижаться. Должен понижаться и текущий отбор жидкости из добывающих скважин с одновременным уменьшением текущей обводненности добываемой продукции. [39]
Вследствие временных затруднений с вывозом нефти в эти отрезки времени отбор жидкости из горизонта DH заметно сокращался. При существовании водонапорного режима обычного типа кривая динамики изменения пластового давления немедленно отразила бы стабилизацию достигнутого к моменту сокращения отбора положения или, что более вероятно, обнаружила бы подъем. Кривая зависимости изменения среднего пластового давления от суммарного отбора жидкости из пласта указывает на полную гармонию в динамике изменений этих двух показателей. В то же время, как было указано выше, центр воронки депрессии пластового давления, а также ее форма обусловливаются расположением скважин на площади и текущим отбором жидкости из них. Кривая указывает на то, что с возрастанием общего количества добытой нефти наблюдается замедление падения среднего пластового давления. [40]
В качестве критерия технологической эффективности реализуемой системы разработки или отдельного геолого-технологического мероприятия, определяемого с помощью ХВ, обычно выступает величина извлекаемых запасов нефти или нефтеотдача пластов. Однако при этом часто игнорируется немаловажный вопрос - при каком суммарном водо-нефтяном факторе ( ВНФ) и за какой срок разработки достигаются эти показатели, хотя сами методы ХВ позволяют это сделать. В связи с этим следует обратить внимание на одно важное обстоятельство, которое обычно не обсуждается. Дело в том, что уравнения разработки, используемые во всех традиционных методах ХВ, основаны на постоянстве текущего отбора жидкости с самого начала и до конца эксплуатации объекта. В прогнозных расчетах это приводит к большим объемам отбираемой жидкости за весь срок разработки, что в свою очередь ведет к завышению извлекаемых запасов нефти. Между тем совершенно очевидно, что в реальных условиях, особенно в поздней стадии разработки, когда обводненные пласты и скважины отключаются, а физически изношенные скважины выходят из строя, общий текущий отбор жидкости по объекту невозможно сохранить надолго на одном уровне без увеличения дебитов скважин действующего фонда или без бурения новых скважин. [41]
Страницы: 1 2 3