Водный период - эксплуатация
Cтраница 2
Аналогичное рассмотрение скважин, отличающихся коллек-торской характеристикой пластов, показывает, что при прочих равных условиях водный период эксплуатации скважин увеличивается при возрастании неоднородности строения пластов. [16]
В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением - циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов. [17]
После обводнения скважин свыше 50 % количество отбираемой нефти составляет лишь 5 - 10 % суммарного отбора ее за водный период эксплуатации. [18]
 |
Профиль распределения насыщенности s в заводненном пласте M. [19] |
В первом случае вода прорывалась кин-жально и безводный период эксплуатации скважин составлял не более 1 - 2 лет, а водный период эксплуатации скважин растягивался на десятки лет. В случае пласта БВ1 - 82 Самотлорского месторождения водонефтяной контакт проходил почти вертикально, безводный период длился годами, а водный период эксплуатации многих скважин от появления воды до предельной обводненности не превышал 2 - 3 лет. [20]
Как уже отмечалось, основной прирост добычи нефти при нагнетании в пласт теплоносителя ( особенно горячей воды) следует ожидать в водный период эксплуатации. Эту особенность также учитывают при составлении технологической схемы добычи нефти, если нагнетается пар или горячая вода. [21]
Но, с другой стороны, замедлению естественного роста обводненности на завершающем этапе разработки уделяется значительно больше внимания, чем в менее водный период эксплуатации скважин. Это позволяет предположить, что эффективность мероприятий по замедлению роста обводненности в прогнозируемом периоде будет значительно выше, а это, возможно, станет фактором, компенсирующим заниженный результат расчета количества жидкости. [22]
Используя опытные данные Леверетта [344], А. М. Пирвердян показал, что с увеличением вязкости нефти водо-нефтяная зона растет, а следовательно, растет водный период эксплуатации залежи. [23]
Вязкостная неустойчивость приводит к резкому снижению безводной нефтеотдачи ( по сравнению с устойчивым движением фронта) и, как следствие, к увеличению водного периода эксплуатации пласта. Извлечение нефти после обводнения происходит, с одной стороны, за счет расширения существующих и образования новых языков воды, с другой стороны, за счет рассасывания целиков нефти, оставшихся за фронтом, под действием капиллярных сил. Экспериментальные исследования по противоточной капиллярной пропитке, проведенные нами, показали, что процесс рассасывания целиков при больших отношениях вязкостей нефти и воды даже в наиболее благоприятных условиях ( неполярные жидкости, гидрофильная пористая среда) является крайне медленным. [24]
Особо неблагоприятные условия отмечаются для залежей с цо10: залежь быстро обводняется, содержание воды в продукции достигает 80 - 90 %, скважины характеризуются длительным водным периодом эксплуатации. [25]
После появления воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти. [26]
 |
Зависимость накопленной добычи. [27] |
После появленк-я воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти. [28]
Таким образом, получена взаимосвязь между функцией Баклея-Леверетта, полученной по фазовым проницаемостям по нефти и воде на основе лабораторных экспериментов по вытеснению, и фактическим временем разработки элемента залежи за водный период эксплуатации. [29]
К ним относятся, во-первых, рациональное размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, которое должно обеспечить наибольший охват заводнением еще до прорыва закачиваемого агента в скважину и, во-вторых, активное управление фильтрационными потоками, их направлением и расходом в водный период эксплуатации. Ниже рассматриваются некоторые вопросы рационального размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин. [30]
Страницы: 1 2 3 4