Cтраница 3
Если существенно обводненные скважины не переводить на нагнетание, а отключать, то необходимо резко понизить забойные давления на оставшихся скважинах, что в определенных случаях приведет к резкому увеличению энергетических потерь. Однако, в случае с отключением скважин количество попутно добываемой воды значительно меньше, чем при переносе нагнетания. Для выяснения целесообразности отключения или перевода на нагнетание требуются дополнительные критерии. [31]
Разработка при помощи паротеплового воздействия в сочетании с заводнением должна непременно сопровождаться регулированием с целью увеличения охвата пласта. Регулирование может осуществляться обеспечением нагнетания в необходимом интервале, паротепловой обработкой эксплуатационных скважин в определенной последовательности, переносом нагнетания пара. [32]
Во-первых, при переносе закачки воды на обводненные скважины фронт нагнетания приближается к зоне отбора. Имеющая место некоторая потеря запасов нефти в зоне между нагнетательным и первым добывающим рядами из-за неполной промывки до переноса нагнетания, восполняется увеличением нефтеотдачи за счет эффекта приближения нагнетания, которая оказывается в 2 раза выше, чем потери. [33]
Во-первых, при переносе закачки воды на обводненные скважины фронт нагнетания приближается к зоне отбора. Таким образом, если и происходит некоторая потеря запасов нефти в зоне между нагнетательным и первым добывающим рядами из-за неполной промывки до переноса нагнетания, увеличение нефтеотдачи за счет эффекта приближения нагнетания оказывается в два раза выше, чем потери. Кроме того, этих потерь при определенных условиях переноса нагнетания может и не быть. [34]
На величину отбора жидкости из пласта существенное влияние, кроме обычно учитываемых таких факторов, как гидропроводность пласта, перепад давления, система размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, оказывает зональная неоднородность пласта. Известно также, что динамика отбора нефти и воды во времени определяется послойной неоднородностью пласта, а также изменением в процессе разработки залежи гидродинамических параметров ( фазовых проницаемостей, различия в вязкостях вытесняемой и вытесняющей жидкостей), забойного давления фонтанирующих скважин по мере обводнения их продукции и самой системы скважин в связи с отключением из работы обводнившихся скважин и переносом нагнетания. Очевидно, без учета этих факторов трудно ожидать удовлетворительную сходимость расчетных и фактических характеристик процесса разработки, и, следовательно, невозможно с обоснованной уверенностью рекомендовать для осуществления те или иные технологические мероприятия, направленные на улучшение этого процесса. [35]
Вследствие перемещения контуров нефтеносности фронт нагнетания воды значительно удалился от зоны отбора. Поэтому был осуществлен перенос нагнетания. [36]
Во-вторых, при переносе нагнетания зачастую подключаются в разработку участки продуктивного пласта, экранированные ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых пород. Об этом свидетельствуют фактические данные. Так, по скважинам, на которые осуществлен перенос нагнетания, число пластов, принимающих воду, на 3 2 % больше, а работающая толщина на 5 9 % выше, чем по скважинам разрезающих рядов. [37]
Во-первых, при переносе закачки воды на обводненные скважины фронт нагнетания приближается к зоне отбора. Таким образом, если и происходит некоторая потеря запасов нефти в зоне между нагнетательным и первым добывающим рядами из-за неполной промывки до переноса нагнетания, увеличение нефтеотдачи за счет эффекта приближения нагнетания оказывается в два раза выше, чем потери. Кроме того, этих потерь при определенных условиях переноса нагнетания может и не быть. [38]
Крым-Сарайский участок в целом вырабатывается удовлетворительно. Однако, при анализе состояния разработки выясняется, что наиболее интенсивно вырабатывается, в основном, один из его блоков ( в р-не скв. Здесь сформирована довольно интенсивная система приконтурного заводнения с переносом нагнетания к зоне отбора. [39]
Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. [40]
Прерывистость - замещение коллектора непроницаемыми участками ( неколлектором), существенно влияет на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов. Как уже отмечалось ( см. табл. 18), значительной прерывистостью обладают продуктивные пласты на Ромашкинском месторождении. В этих условиях часто создается неблагоприятное взаимное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин и образуются застойные и тупиковые зоны, из которых нефть практически не вытесняется. Очевидно, без проведения дополнительных мероприятий ( бурение скважин, перенос нагнетания и др.) нефть, заключенная в изолированных зонах, не может быть извлечена. Таким образом, прерывистость пласта является причиной исключения из разработки некоторого объема коллектора и связанных с этим потерь нефти. [41]
При этом следует различать охват одномоментный и последовательный. Одномоментный охват обеспечивается объемной плотностью сети скважин ( имеется в виду также и положение интервалов перфорации в каждой скважине), т.е. охватом и по площади, и по разрезу залежи. Этот охват, как и первая цель технологии, очевидно, обеспечивает достижение первой цели производства. Последовательный охват обеспечивает изменение объемной плотности сети скважин и ее конфигурации путем бурения новых скважин, переноса нагнетания, дострелов и т.п. Обеспечение последовательного охвата есть процесс адаптации ТК ГТК к изменениям ГК ГТК в ходе разработки. [42]
Граница, разделяющая заводненную зону от частично заводненной, характеризуется сложными очертаниями и заходит в глубь залежи на различное расстояние. Это в определенной степени является как отражением особенностей геологического строения отдельных участков, так и различной интенсивности процесса разработки. Зона частично заводненных коллекторов занимает центральную часть месторождения. Небольшие незаводненные зоны остались на севере в связи с тем, что в этом районе эффективное законтурное заводнение осуществить не удалось из-за развития зоны с коллекторами ухудшенной характеристики и в результате переноса нагнетания она не была подвержена активному воздействию закачки. Как правило, не заводняется прикровельная часть горизонта Дх, если она представлена алевролитами малой толщины, отделенными от основного пласта глинистой перемычкой. В целом на данном этапе не исключается возможность встречи отдельных целиков нефти в заводненной зоне, так же как и наличие полностью заводненных коллекторов в частично заводненной, из-за сложной картины направленности фильтрационных потоков, изменяющихся под влиянием процесса заводнения. [43]
Граница, разделяющая заводненную зону от частично заводненной, характеризуется сложными очертаниями и заходит в глубь залежи на различное расстояние. Это в определенной степени является как отражением особенностей геологического строения отдельных участков, так и различной интенсивности процесса разработки. Зона частично заводненных коллекторов занимает центральную часть месторождения. Небольшие незаводненные зоны остались на севере в связи с тем, что в этом районе эффективное законтурное заводнение осуществить не удалось из-за развития зоны с коллекторами ухудшенной характеристики и в результате переноса нагнетания она не была подвержена активному воздействию закачки. Как правило, не заводняется прикровельная часть горизонта Д ], если она представлена алевролитами малой толщины, отделенными от основного пласта глинистой перемычкой. В целом на данном этапе не исключается возможность встречи отдельных целиков нефти в заводненной зоне, так же как и наличие полностью заводненных коллекторов в частично заводненной, из-за сложной картины направленности фильтрационных потоков, изменяющихся под влиянием процесса заводнения. [44]
Впервые законтурная система заводнения была запроектирована в 1948 г. на Туймазинском месторождении при разработке девонских пластов Дг и Дп. Законтурное заводнение в принципе может быть более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытесняется пластовой совместимой водой. Законтурное заводнение характеризуется также значительными оттоками воды ( от 40 до 70 % от объема закачки) за контур нефтеносности залежей. Принципы законтурного заводнения-многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отключение малообводненных скважин и другие - не получили распространения. [45]