Ранний прорыв

Cтраница 2

Можно предположить, что к этому моменту времени происходит массовый прорыв газа. Более ранние прорывы газа можно определить составив уравнение материального баланса для газа; объем добытого газа равен сумме газа, выделенного из нефти при снижении давления, и газа, проникающего из газовой шапки в нефтяную зону. Расчетные данные приведены в табл. ЗЛО. [16]

Численное моделирование процесса вытеснения нефти паром. Влияние давления и степени сухости пара. [17]

При низком давлении чувствительность к степени сухости пара значительно выше, чем при высоком. Снижение добычи при возрастании сухости пара вызвана, по-видимому, более ранним прорывом пара и увеличением количества выносимого тепла с добываемыми жидкостями. На существование оптимальной сухости пара было также указано Гомаа [4.56], однако этот параметр зависит от давления и длительности нагнетания. [18]

Численное моделирование процесса вытеснения нефти паром. Влияние давления и степени сухости пара. [19]

При низком давлении чувствительность к степени сухости пара значительно выше, чем при высоком. Снижение добычи при возрастании сухости пара вызвана, по-видимому, более ранним прорывом пара и увеличением количества вьшосимого тепла с добываемыми жидкостями. На существование оптимальной сухости пара было также указано Гомаа [4.56], однако этот параметр зависит от давления и длительности нагнетания. [20]

Вероятно, в первую очередь это объясняется тем, что, как правило, там, где средняя проницаемость мала, она очень сильно меняется по площади и по разрезу, а сами продуктивные пласты имеют множество зон выклинивания и замещения их непроницаемыми породами. В таких пластах должно наблюдаться и наблюдается в действительности более неравномерное, чем в обычных условиях, продвижение водонефтяного контакта и как следствие этого более ранний прорыв воды в эксплуатационные скважины и пониженная конечная нефтеотдача. Это положение усугубляется при повышенной вязкости нефти. Однако ухудшение нефтеотдачи и повышение добычи попутной воды в таких пластах обусловлено не пороками системы площадного заводнения, а природными свойствами этих пластов. [21]

В первом варианте, когда вертикальная и горизонтальная проницаемости равны, добыча газа возрастает быстрее, чем в двух других. Это объясняется более интенсивным движением газа из верхних газовых слоев к забою скважины, расположенной в четвертом нефтяном слое. Более ранний прорыв газа приводит к быстрому уменьшению пластовой энергии и, как следствие, к меньшей добыче нефти. [22]

Низкая нефтеотдача при заводнении с использованием холодного агента аномально неоднородного пласта обусловлена слабым охватом модели процессом вытеснения. Газонефтяная смесь, образовавшаяся в пласте в результате предшествующей разработки на режиме растворенного газа, вытесняется в начальный период заводнения в основном из высокопроницаемых зон, а низкопроницаемые блоки остаются не охваченными воздействием. Вследствие раннего прорыва воды низкопроницаемые пористые блоки оказываются со всех сторон окруженными водой и вытеснение нефти из них может происходить только за счет противоточной капиллярной пропитки, эффективность которой невелика. [23]

Действительно, обводненность скважины зависит от обводненности элемента, в котором эта скважина расположена. Если вода проникла через границу ячейки, а значение водонасыщенности принято средним для ячейки при численном решении, то считается, что вода проникла во всю ячейку, а следовательно, и в скважину. Отсюда следует более ранний прорыв ее в скважину при численном решении. Затем в зависимости от обводненности ячейки добавочное сопротивление меняется, вследствие чего имеем иную картину изменения дебита жидкости по сравнению с эталоном при прорыве воды в скважину. При аппроксимации исходной области прямоугольной ( квадратной) сеткой получаемое решение близко к точному в точках, далеких от скважин. Однако время подхода фронта к скважине, форма языка, динамика обводнения скважины не могут быть достаточно точно определены с помощью равномерной прямоугольной сетки. [24]

Двуокись углерода в виде относительно небольших оторочек может закачиваться одной порцией и в последующем продвигаться по пласту водой. Для больших оторочек применяется чередующаяся закачка реагента и воды, когда весь объем оторочки делится на более мелкие порции, а объем нагнетаемой воды соответствует принятому соотношению. Такая технология направлена на предотвращение раннего прорыва двуокиси углерода в добывающие скважины. [25]

Однако, несмотря на высокую эффективность этого основного метода разработки залежей нефти, технология заводнения требует своего дальнейшего совершенствования. Использование воды в качестве вытесняющего агента имеет негативную сторону, выражающуюся в раннем прорыве воды в добывающие скважины и добычи ее наряду с нефтью в больших объемах. [26]

Рассматривая системы разработки на истощение, следует остановиться на двух, на наш взгляд, заслуживающих внимания модификациях способа первоочередной эксплуатации месторождений на нефть. В том случае, когда нефть в оторочке обладает повышенной вязкостью, предложено [9] закачивать на контакт нефь - газ маловязкий растворитель ( сжиженный попутный газ) и в дальнейшем эксплуатировать оторочку на режиме газовой шапки. Зона смеси между газом и нефтью, по мнению авторов проекта [9], будет предотвращать ранние прорывы газа, что благоприятно скажется на нефтеотдаче. [27]

Рассматривая системы разработки залежей на истощение, следует остановиться на двух, на наш взгляд, заслуживающих внимания модификациях способа первоочередной эксплуатации месторождений на нефть. В том случае, если нефть в оторочке обладает повышенной вязкостью, предложено [80] закачивать на контакт нефть - газ маловязкий растворитель ( сжиженный нефтяной газ) и в дальнейшем разрабатывать оторочку на режиме газовой шапки. Зона смеси между газом и нефтью, по мнению авторов проекта [80], будет предотвращать ранние прорывы газа, что благоприятно скажется на нефтеотдаче. [28]

В настоящее время имеются попытки частичного решения этой задачи управлением технологического режима работы эксплуатационных скважин. Суть этого процесса заключается в регулировании рабочих дебитов и депрессий обводняющихся скважин и тех, которые в скором времени будут обводнены, с целью относительной стабилизации положения газоводяного контакта и продления безводного времени эксплуатации хранилища в целом. Информация о движении газоводяного контакта позволяет выбрать такие режимы работы скважин или групп скважин, которые предотвратили бы ранний прорыв пластовых флюидов на направлениях, обладающих высокими фильтрационными показателями и имеющих хорошую связь с законтурной водоносной зоной. Как показывают исследования ВНИИГаза, эксплуатация ПХГ в режиме чередования интенсивного отбора с непродолжительным резким сокращением отбора газа из хранилища, приводящим к некоторому восстановлению пластового давления и стабилизации газоводяного контакта, может предотвратить раннее обводнение скважин. Однако в настоящее время существенная сеть подземных хранилищ и пиковые режимы потребления газа не позволяют осуществить такой способ регулирования работы ПХГ. [29]

К этой задаче примыкает и другая. За последние годы установлено, что фильтрация нефтей ряда месторождений Со - ветского Союза также не подчиняется линейному закону Дарси, проявляя свойства неньютоновской жидкости. Но если процесс вытеснения улучшается, когда неньютоновскими свойствами обладает вытесняющая жидкость, то наличие этих свойств у вытесняемой жидкости резко ухудшает процесс, вызывая ранний прорыв воды в эксплуатационные скважины и оставляя в пласте значительные целики неизвлекаемой нефти - застойные зоны в областях малых градиентов давления. [30]

Страницы: 1 2 3