Cтраница 2
Для контроля за перемещением ВНК и полнотой извлечения нефти при отношении вязкостей нефти и воды, равном 1 - 2 5, совершенно недостаточно сведений об обводненности продукции. Даже полное обводнение скважин в этих условиях не гарантирует от того, чтобы в пределах перфорированного интервала или ниже него не остались невыработанные нефтеносные про-пластки. Поэтому в систему контроля помимо наблюдений за характером и степенью обводненности продукции необходимо включить регулярные радиометрические исследования в скважинах и бурение оценочных скважин. Радиометрические исследования проводятся либо в специальных контрольных скважинах с неперфорированными колоннами, либо в скважинах, пробуренных на нижележащие горизонты, либо непосредственно в скважинах основного эксплуатационного фонда. [16]
Среди естественных можно выделить: вязкость нефти, или точнее, отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды; активность контурных и подошвенных вод; особенности строения залежей нефти ( соотношение нефтяной и водонефтяных зон залежей, соотношение нефтенасыщен-ной и водо-нефтенасыщенной мощности пластов) и характеристика продуктивных пластов - неоднородность кол-лекторских свойств, слоистость, абсолютное значение проницаемости. [17]
Различие параметров законтурной и внутриконтурной ( нефтяной) зон находятся в пределах отношения вязкостей нефти и воды. [18]
Общепризнанным фактором, от которого зависит опережающее продвижение воды по пласту, является отношение вязкости нефти к вязкости воды. [19]
Это объясняется тем, что влияние гравитационной сегрегации фаз на процесс вытеснения с уменьшением отношения вязкости нефти к вязкости воды снижается. [20]
Многочисленные теоретические и экспериментальные исследования, а также промысловые наблюдения свидетельствуют о том, что отношение вязкостей нефти и воды ( цоцн / цв) в пластовых условиях оказывает подавляющее влияние на показатели разработки нефтяных месторождений, в том числе и на нефтеотдачу. [21]
Пласт Б 2 Зольненского месторождения имеет проницаемость 2500 мД, коэффициент песчанистости 0 9, отношение вязкостей нефти и воды 1 0 и разрабатывался с заводнением со стороны южного крыла. Завершающая стадия разработки проводится без заводнения. Плотность сетки скважин в зоне разбуривания - 10 га / скв, средняя в пределах внешнего контура нефтеносности - 22 га / скв. [22]
При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. В определенных условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свернутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. [23]
Пример по определению местонахождения объекта по отношению к трем выделенным группам, данные по пласту Д северной площади Сатаевского месторождения: отношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях 10 1 20 нафтенасыщенность пласта Мкн 90 81; толщина пропластков fihnji 4 40 м; шгощада водо нефтяной. [24]
Затраты растворителя непосредственно на вытеснение нефти в однородном пласте невелики - несколько процентов от объема пор пласта при обычных для промысловых условий расстояниях между скважинами, отношениях вязкости нефти и растворителя. [25]
При внутриконтурном заводнении значительно возрастает разнообразие условий-перемещения закачиваемой воды. При отношении вязкостей нефти и воды менее 2 5 обычно происходит близкое к поршневому вытеснение нефти водой, практически вся мощность пласта охватывается заводнением. Однако при отношении вязкостей более 2 5 - 3 0 начинает резко сказываться различие проницаемостей по прослоям или внутри монолитных пластов, фронт вытеснения продвигается отдельными языками, прорываясь далеко вперед по высокопроницаемым выдержанным пластам или прослоям и отставая в низкопроницаемых пластах. Контроль за перемещением ВНК и заводнением продуктивных пластов значительно осложняется. Если в условиях монолитных пластов в этом случае все же можно говорить о перемещении ВНК, используя для его контроля материалы радиометрических исследований скважин, а также данные электрометрии вновь бурящихся скважин, то в условиях расчлененных пластов этих материалов явно недостаточно. Основное внимание приходится уделять выяснению, какие из пластов и прослоев в разрезе каждой обводненной скважины нефтеносные, какие пласты отдают чистую воду, а какие - нефть с водой. Комплекс методов, направленный на решение этих вопросов, обычно называется комплексом по контролю Sa перемещением фронта закачиваемых вод. Он охватывает описанные выше работы по количественной оценке нефтенасыщенности пластов и определению положения ВНК в специальных контрольных скважинах с непер-форйрованной колонной, в скважинах на нижележащие горизонты и в новых пробуренных скважинах, но в основном базируется на проведении специальных исследований в действующих добывающих скважинах. [26]
Другие исследования направлены на улучшение условий охвата пластов заводнением, что достигается повышением вязкости закачиваемой воды. Вследствие этого отношение вязкостей нефти и воды уменьшается, соответственно уменьшается и водо-нефтяной фактор при заводнении пласта. [27]
Динамика обводнения залежей с различным соотношением вязкостей нефти и воды в пластовых условиях весьма разнообразна. В залежах нефти с отношением вязкостей нефти и воды ( о) не более 3 - 4 безводный период продолжительный и интенсивное обводнение обычно развивается со второй половины третьей стадии разработки. [28]
На динамику отбора жидкости в поздней стадии разработки влияют как природные ( в недрах), так и технологические факторы. Из первых можно выделить: отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды; активность контурных и подошвенных вод; особенности строения залежей нефти ( соотношение нефтяной и водо-нефтяной зон залежей, соотношение нефтенасыщен-ной и водонефтенасыщенной мощности пластов) и литолого-физи-ческая характеристика продуктивных пластов. [29]
Из табл. 20 видно, что снижение отношения вязкостей нефти и воды в 2 раза приводит к увеличению нефтеотдачи в среднем на 5 %, причем основной эффект от этого мероприятия ( например, от закачки загущенной воды) наблюдается на ранних этапах разработки. Это указывает на целесообразность проведения данного мероприятия с самого начала разработки. [30]