Cтраница 4
В результате превышения величины объемных запасов, приходящихся на скважину, предельного значения снижается текущая нефтеотдача и увеличивается обводненность по группам скважин независимо от того, находятся ли они во внешних, внутренних рядах или в водонефтяной зоне; Максимальная текущая нефтеотдача по девонским залежам наблюдается по скважинам с запасами до 2 0 усл. [46]
По залежам, характеризующимся содержанием высоковязкой нефти, отбор на различных стадиях обводнения происходит более равномерно. Если по девонским залежам наблюдается постоянное падение темпов отбора нефти с ростом обводненности продукции, то по высоковязким залежам, по данным промыслово-статистических методов прогноза, темпы отбора нефти сохраняются относительно высокими. [47]
Таким образом, конечные водные факторы по рассмотренным залежам значительно ниже проектных. Фактические объемы воды, добытые из залежей, аналогичных девонским залежам Башкирии, по вязкости почти совпадают с расчетными в проектах разработки девонских залежей Башкирии. Рассмотрим фактические данные по залежам с высоковязкой нефтью, отличающимся особенно большими объемами воды. [48]
Сюда относится большинство месторождений западной Башкирии: Туйма-зинское вместе с Александровским, Шкаповское, Серафи-мовская группа месторождений, Белебеевское и некоторые другие. Основные запасы нефти в месторождениях этого типа заключены в высокопродуктивных девонских залежах. Девонские залежи характеризуются большими площадями, подстилаемыми подошвенной водой и пологими углами залегания пластов. Коллекторами нефти служат терригенные породы, главным образом, песчаники, обладающие высокой пористостью и проницаемостью. Нефть месторождений этого типа маловязкая, легкая, малосернистая. [49]
Основное технологическое отличие по залежам Чечено-Ингушетии и девонским залежам Башкирии состоит в том, что плотность сетки скважин по XX и XXI пластам примерно в 10 раз больше, чем по девонским залежам. Несмотря на плотную сетку и практически одинаковую геологическую неоднородность XX пласта с девонскими залежами, текущая и конечная нефтеотдачи по нему практически не отличается от нефтеотдач пластов Д, объектов 7 и 17 разработки месторождений. [50]
Анализ состояния разработки нефтяных месторождений подтверждает, что с наиболее высокой эффективностью при заводнении вырабатываются залежи легких девонских нефтей даже при относительно редкой сеткой скважин. Оказалось, что на поздней стадии чрезмерная компенсация отборов жидкости закачкой воды на девонских залежах не гарантирует поддержание высоких темпов отбора нефти, а сопровождается отбором значительных объемов попутной воды. В то же время форсирование отборов жидкости из группы близрасположенных скважин обеспечивает увеличение объемов добычи нефти с участка и снижение или стабилизацию обводненности продукции в условиях соответствующей компенсации закачкой воды. Регулирование отборов жидкости и закачки воды может явиться эффективным средством сокращения объемов добычи попутной воды. [51]
Имеются залежи, по которым, судя по динамике темпа добычи от остаточных запасов, извлекаемые запасы несколько занижены - пласты Д2 у и Дз-и Соколовогорского месторождения, Б2 Сызранского, До Яблонового Оврага. По другим залежам недостаточна степень использования запасов в основном периоде: по некоторым залежам Грозного и Азербайджана, Д2 у и Дз-и Соколовогорского месторождения, девонским залежам Башкирии и Татарии, залежам с повышенной вязкостью нефти. По части залежей недоиспользованы возможности по интенсификации разработки в третьей стадии, что привело к чрезмерной ее продолжительности. [52]
Для оценки возможности и условий применения для гидроразрыва нефте-кислотной эмульсии важно иметь представление о характере поведения ее при фильтрации через пористую породу продуктивных пластов. Для выяснения этого вопроса были проведены опыты фильтрации эмульсии через карбонатный керн из продуктивной толщи рифотенно го месторождения Старо-Ка - занковка и через керн песчаника из продуктивного пласта девонской залежи в Туймазах. [53]