Cтраница 3
При продвижении фронта воды позади него может оставаться нефть, соединенная с подвижной нефтью впереди фронта посредством нитей, прилипших к поверхности капилляра. По этим нитям происходит движение нефти, о чем свидетельствует уменьшение размеров оставшихся целиков нефти. Эта фотография получена при большом увеличении. [31]
Необходимо вычислить нефтеотдачу к моменту подхода фронта воды к концу образца, скорость продвижения фронта воды, а также время, протекшее с начала эксперимента до момента прорыва фронта воды, вытесняющей нефть. Последующая фаза наступает после прохождения фронта вытеснения и существует в условиях, когда вытесняющая жидкость подается в пласт с прежним расходом. Теперь в пласте не существует скачков насыщенности. Процесс разгазирования нефти, благодаря которому получается дополнительная нефть из пласта, является по существу процессом выталкивания нефти из пор газом. Дебиты скважин в течение этого процесса становятся все меньше, а добыча воды все больше. Очевидно, для такого процесса существует экономический предел. Для решения данной задачи нужны кривые фазовой проницаемости, полученные для той укладки песка, которая была в эксперименте. В случае отсутствия кривых фазовой проницаемости для данных конкретных пород следует воспользоваться кривыми фазовой проницаемости ( рис. XI. Из этих кривых вычисляется отношение - - и наносится на тот же график. [32]
Для увеличения нефтеизвлечения из пласта при поддержании пластового давления важное значение приобретают промьелово-геофйэичес-кие исследования оквикин. В работе fl ] оптимизация процесса, неф-теиэвлечения сводится к автоматическому регулирование давления нагнетательной жидкости в пласт в зависимости от дебитов добывающих скважин. При атом системы управления процессом нефтеизвлечения для эксплуатационных скважин основаны на моделях с линейной Фильтрацией жидкостей и линейном характере продвижения фронта воды при непрерывной разработке эксплуатируемой залежи. [33]
Зависимость коэффициента охвата пласта заводнением Во от безразмерного параметра. [34] |
Влияние гравитации на процесс вытеснения газа водой проявляется следующим образом. Гидростатический перепад давления ДуЛ, непрерывно возрастающий по мере подъема контакта газ - вода, тормозит обводнение пласта. Более интенсивный, чем в горизонтальном пласте, вынос газа из обводненной зоны сказывается на фильтрационных сопротивлениях. По этой причине скорость продвижения фронта воды при постоянном темпе снижения давления на линии отбора не стабилизируется, как в горизонтальном пласге, а непрерывно возрастает, но по абсолютным величинам остается ниже, чем в горизонтальном пласте. [35]
Сегрегация фаз в обводненной зоне существенно изменяет механизм фильтрации. Всплывание газа в диапазоне малых шито принимает форму отдельных выбросов, приуроченных к моменту Ayh ApK, когда происходит преодоление порового капиллярного давления. Более интенсивный, чем в горизонтальном пласте, вынос газа из обводненной зоны сказывается на фильтрационных сопротивлениях. По этой причине скорость продвижения фронта воды при яа const не стабилизируется, как в горизонтальном пласте, а непрерывно возрастает, но по абсолютной величине остается ниже, чем в горизонтальном пласте. [36]
Эксперименты показали, что в слоистых пористых средах, даже при существенном различии в проницаемости слоев, происходит выравнивание формы поверхности водо-нефтя-ного контакта за счет перетока воды из более проницаемого слоя в малопроницаемый в небольшой зоне у фронта вытеснения и одновременного перетока вытесняемой фазы из менее проницаемого слоя в более проницаемый. На основании опытов авторы полагают, что в слоистых пористых средах поверхность водо-нефтяного контакта стремится занять устойчивое положение, перемещаясь равномерно по высоте модели пласта, приблизительно с одной и той же скоростью во всех точках. Такой характер продвижения водо-нефтяного контакта в слоистых пористых средах авторы [208] объясняют действием капиллярных сил вблизи фронта вытеснения, где градиент водонасыщенности особенно велик. Последующие исследования [174, 175, 176] показали, что равномерное и устойчивое продвижение фронта воды как в высокопроницаемом, так и в малопроницаемом слоях являлось результатом проведения экспериментов в условиях, близких к оптимальному режиму вытеснения, когда достигается наиболее благоприятное взаимодействие капиллярных сил и гидродинамических давлений. [37]
Бритиш Петролеум, выполненные для условий Суторминского месторождения. Известно, что такая возможность достигается при использовании ПАВ, которые снижают величину межфазного натяжения на границе раздела нефть-вода на четыре порядка, т.е. до значений равных 10 3 мН / м и ниже. Однако отмечалось, что высокая степень поверхностной активности ПАВ еще не является достаточным условием эффективности применяемого метода воздействия, не менее важным условием является контроль за регулированием проницаемости пласта. Это объясняется отсутствием контроля за продвижением фронта воды. Обычно для регулирования указанных процессов используют различные осадкообразующие составы, например растворы биополимеров, полиакриламида. [38]
Основываясь на степени установленной связи, инженер должен определить порядок обводнения пропластков. Поскольку существует N - e число вариантов, лучший - рассмотрение только крайних ситуаций, то есть случаев полной связи и ее отсутствия. Если выбранные пропластки изолированы друг от друга так, что мы имеем дело с полным отсутствием перетоков, порядок обводнения определяется фактической скоростью продвижения фронта воды в каждом из пропластков. Пример пласта-коллектора без гидродинамической связи между пропластками показан на рис 2.07. Пласт-коллектор принадлежит одному из месторождений СНГ и состоит из пяти основных зон, промаркированных от АА до ЕЕ. Нижние зоны DD и ЕЕ характеризуются давлением, меньшим еще на 400 psi. Это ясно показывает отсутствие связи зон АА и ВВ с зоной СС, а также ее отсутствие с зонами DD и ЕЕ. Внутри зоны АА, например, имеет место полная гидродинамическая связь, как показано на рис. 2.09. На правой части этого рисунка показаны значения подвижности для каждой точки давления. Эта зона характеризуется значительной неоднородностью в горизонтальных направлениях, хотя имеет место вертикальная связь. Обзор других зон, с ВВ по ЕЕ, представлен в приложении. [39]
Гидростатический перепад давления ДуЛ, непрерывно возрастающий по мере подъема контакта газ - вода, тормозит обводнение пласта. Сегрегация фаз в обводненной зоне существенно изменяет механизм фильтрации. Всплывание газа в диапазоне малых со и яа принимает форму отдельных выбросов, приуроченных к моменту Ду / г Арс, когда происходит преодоление порового капиллярного давления. Более интенсивный, чем в горизонтальном пласте, вынос газа из обводненной зоны сказывается на фильтрационных сопротивлениях. По этой причине скорость продвижения фронта воды при ла const не стабилизируется, как в горизонтальном пласте, а непрерывно возрастает, но по абсолютной величине остается ниже, чем в горизонтальном пласте. [40]
Существующая на месторождении система линейного заводнения не может обеспечить соответствующее воздействие на запасы нефти верхних пластов. Это особенно наглядно видно на примере Зай-Каратайской площади, где практически все скважины южной линии разрезания оказались неэффективными. Основная часть запасов пластов верхней пачки и отчасти пласта в находится в отдельных изолированных линзах. Указанные запасы могут быть отобраны только при организации самостоятельных очагов заводнения. Этим объясняется то обстоятельство, что, как и на всем Ромашкинском нефтяном месторождении, основная часть очаговых скважин Абдрахмановской, Южно-Ромашкинской и Зай-Каратайской площадей предназначена для обеспечения нагнетания воды по верхним пластам а, б ] 2, б горизонта Д В среднем период безводной эксплуатации реагирующих на закачку воды добывающих скважин, составляет 52 мес по Абдрахмановской площади и 42 мес по Южно-Ромашкинской. При этом средняя скорость продвижения фронта воды по этим площадям равна 29 м / мес. [41]
Мы должны максимально использовать силу давления пластовой воды и экономно расходовать силы давления и расширения газа. Но при использовании давления воды мы должны допускать только нормальную первоначальную скорость продвижения фронта воды. Чрезмерную скорость вызывать не следует. Нужно принимать меры и против уменьшения этой скорости. Ее мы можем регулировать отбором газа, т.е. изменением того противодавления, которое сжатый газ оказывает на уровень воды. Если, например, первоначальная скорость продвижения фронта воды была 50 м / год и никаких вредных последствий при этом не было, нужно эту скорость сохранить и на будущее время. Если она начала уменьшаться, нужно повысить процент отбора. [42]
Этому вопросу посвящено много работ. Однако вопрос исследования выработки запасов нефти продуктивных пластов заводненного объема пока еще недостаточно изучен. Этот вопрос еще усложняется при совместной эксплуатации продуктивных пластов. Главным фактором, определяющим характер вытеснения нефти из пластов, является неоднородность пласта по толщине и по простиранию. Расчлененность пласта низкопроницаемыми пропластками в значительной мере препятствует выравниванию фронта обводнения. На прослойное обводнение пластов, кроме геологической неоднородносжвлияет вязкость пластовых жидкостей. Неравномерность продвижения фронта воды и послойное вытеснение нефти усиливается на залежах с вязкой нефтью. Поэтому вязкость нефти является также одним из важнейших физико-геологических факторов, оказывающих решающее влияние на выработку запасов нефти неоднородных продуктивных пластов. Вообще в процессе заводнения неоднородных пластов на характер вытеснения нефти влияют как природные так и технологические факторы. Степень влияния этих факторов на выработку запасов нефти различна. [43]
Месторождение представляет удлиненный купол. Сплошная линия - фронт воды, расположившийся по изогипсе пласта. На расстоянии 1 км от фронта воды по другой изогипсе поставлены 100 скважин. Пласт состоит из песчаника. Нормальная скорость правильного продвижения фронта воды при эксплоатации - ЪОм / год. [44]
Поставленные по этой системе скважины образуют не сетку, а линию. Если месторождение представляет собой антиклиналь или удлиненный купол, линия эксплоатационных скважин опоясывает структуру и имеет вид эллипса. Если месторождение - моноклиналь, эксплоатационная линия имеет вид более или менее прямой линии. В том и другом случае она располагается по какой-либо определенной изогипсе пласта ( по пластовой горизонтали), более высокой, чем изогипса, на которой находится в данный момент фронт пластовой воды. Первоначальное расстояние линии эксплоатационных скважин от фронта воды должно быть таково, чтобы подымающаяся вода могла выдавливать газ в эксплоатационные скважины и чтобы можно было, не снижая давления в пласте, добывать газ только за счет продвижения воды. Таково же должно быть и расстояние между скважинами по эксплоатационной линии. Но нет возражения и против некоторого уменьшения его, а именно против принятия такого расположения: расстояния между скважинами по эксплоатационной линии - меньше первоначального расстояния этой линии от фронта воды. Первоначальное расстояние линии эксплоатационных скважин от фронта воды увязывается и со скоростью продвижения фронта воды. [45]