Cтраница 2
Разновидность метода заводнения, при котором вода нагнетается в пласт через нагнетательные скважины, располагаемые непосредственно на площади нефтяной залежи ( разрезание залежи, площадное, избирательное, очаговое и др.) ( обобщ. [16]
Известно, что при разработке нефтяных залежей при водонапорном режиме с течением времени в результате перемещения контура нефтеносности площадь нефтяной залежи уменьшается. Следует ли при определении плотности сетки скважин учитывать сокращение площади нефтяной залежи. [17]
Для определения ценности месторождения особенно большое значение имеют следующие геологические факторы: величина запасов нефти ( газа); коэффициент нефтеотдачи; площадь нефтяной залежи; глубина залегания нефтегазоносных пластов; качество нефтей, характеризуемое содержанием в них серы, парафина и легких фракций; удельный вес запасов нефти ( газа) по месторождению в запасах данного экономического района и страны в целом; удельный вес запасов нефти по месторождению в балансе запасов нефти данного типа. Геологические факторы анализируются в совокупности с данными, характеризующими геологическое строение ( стратиграфия, литология, тектоника, нефтегазоносность отложений, свойства пород-коллекторов), гидрогеологию месторождения, геологические результаты по каждому методу разведки и по всему комплексу поисково-разведочных работ, проведенных непосредственно на месторождении. [18]
Во-первых, следует различать плотность сетки скважин в разбуренной части залежи от фактической плотности сетки скважин, так как обычно разбуривается не вся площадь нефтяной залежи, а, как правило, остаются неразбуренными обширные водо-нефтяные зоны, и иногда значительные участки в чистонефтяной части залежи. При внутриконтурном заводнении остаются большие участки, лишенные эксплуатационных скважин, в районе разрезающих рядов нагнетательных скважин. На небольших вытянутых залежах нефти зачастую располагается всего один ряд эксплуатационных скважин, в результате чего практически вообще не имеется разбуренной части залежи. [19]
Известно, что при разработке нефтяных залежей при водонапорном режиме с течением времени в результате перемещения контура нефтеносности площадь нефтяной залежи уменьшается. Следует ли при определении плотности сетки скважин учитывать сокращение площади нефтяной залежи. [20]
Площадное заводнение обычно применяют как вторичный метод добычи нефти. Воду закачивают через нагнетательные скважины, равномерно расположенные по всей площади нефтяной залежи. Для получения большего эффекта скважины размещают по правильным геометрическим сеткам. [21]
Этот метод применяют для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных залежей. Воду в пласт закачивают, как правило, по всей площади нефтяной залежи. Нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной залежи между добывающими. Расстояние между этими скважинами может меняться в широких пределах и зависит от проницаемости пластов, объемов нагнетаемой воды и давления нагнетания. Вода во время движения по пласту от забоев нагнетательных скважин вымывает оставшуюся в порах пленочную нефть и проталкивает ее по направлению к забоям добывающих. [22]
Определяющим при этом являются величины мощностей продуктив - ного пласта, углов его наклона и относительные линейные размеры га - зовой шапки и нефтяной залежи. Чем меньше мощность пласта, больше углы его наклона и размеры по площади нефтяной залежи ( по отно - шению к размерам газовой шапки), тем определеннее можно отнести рассматриваемую нефтегазовую залежь к первому или второму виду. Если отношение величин площадей каждого из контактов ( газоводяного - ГИК и ли водонефтяного - ВПК) к площади нефтеносности залежи зна - чительно меньше единицы ( порядка сотых), то ее следует отнести к залежам с краевой водой. Если же площади каждого из контактов залежи соизмеримы между собой и порознь с площадью нефтеносности залежи, то ее следует отнести к залежам с подошвенной водой. [23]
Известно, что состав и количество растворенного в нефти газа закономерно изменяется по площади нефтяной залежи: в приконтурных частях залежи в нефти содержится меньше азота и легких углеводородов [93, 94]; количество растворенного газа уменьшается в направлении от свода залежи к водо-нефтяному контакту. Таким образом, параметры реологических свойств нластовой нефти на разных участках залежи изменяются не только в зависимости от содержания асфальтенов и смол, но и вследствие изменения состава и количества растворенного газа. [24]
Эти данные накапливаются значительно позже при массовом разбуривании горизонта. Поэтому детализация строения нефтегазоносных пластов, их количество, литологическая изменчивость, расслоение по площади нефтяной залежи и некоторые другие особенности приобретают большое значение. [25]
Площадное заводнение обычно применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах еще имеются значительные количества нефти. Закачка воды в пласт при этом осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей площади нефтяной залежи. Для получения брльшего эффекта скважины ( нагнетательные и нефтяные) желательно размещать по правильным геометрическим сеткам. [26]
В 1948 г. на небольшом месторождении Уиссон в штате Арканзас с целью сокращения срока разработки и увеличения нефтеотдачи было применено внутриконтурное заводнение пласта. Особенностью внутриконтурного заводнения является поддержание пластового давления путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные непосредственно на площади нефтяной залежи. [27]
Системы разработки нефтяных залежей классифицируют по двум признакам: схеме размещения скважин и по виду энергии, используемой для вытеснения нефти из пласта. Схемы размещения скважин на площади залежи могут быть: равномерными и неравномерными. Расположение скважины на площади нефтяной залежи выбирается в соответствии с реальными геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов. Порядок ввода скважин в эксплуатацию определяется в соответствии с целью максимального охвата пластов воздействием системы разработки месторождения. [28]
В любых случаях водяной пласт содержит энергию упругого сжатия воды, которая освобождается при снижении давления в нефтеносном пласте, в результате отбора жидкости из него через эксплуатационные скважины. Однако общая площадь водяной части пластов часто намного превышает площадь нефтяной залежи, которую они окаймляют так, что, несмотря на меньшую сжимаемость воды, общие объемы расширения ее могут превышать весь первоначальный объем пластовой нефти. Большая часть известных нефтяных месторождений имеет площади меньше 25 км2, водяные же системы площадью свыше 2500 км9 - не являются редкостью. Кроме того, в некоторых водяных пластах падение давления может сопровождаться выделением газа аналогично явлениям, происходящим в нефтяной зоне, что может вызвать большую эффективную сжимаемость, чем сжимаемость нефти в точке насыщения. [29]
В любых случаях водяной пласт содержит энергию упругого сжатия воды, которая освобождается при снижении давления в нефтеносном пласте, в результате отбора жидкости из него через эксплуатационные скважины. Однако общая площадь водяной части пластов часто намного превышает площадь нефтяной залежи, которую они окаймляют так, что, несмотря на меньшую сжимаемость воды, общие объемы расширения ее могут превышать весь первоначальный объем пластовой нефти. Большая часть известных нефтяных месторождений имеет площади меньше 25 км2, водяные же системы площадью свыше 2500 км не являются редкостью. Кроме того, в некоторых водяных пластах падение давления может сопровождаться выделением газа аналогично явлениям, происходящим в нефтяной зоне, что может вызвать большую эффективную сжимаемость, чем сжимаемость нефти в точке насыщения. [30]