Cтраница 2
Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата воздействием, такие как про-тивоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные, могут происходить в неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи между прослоями. Поэтому наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов. [16]
Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, такие как противоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасы-щенные могут происходить в неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи между прослоями. В связи с этим наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов. [17]
На этих участках дополнительно извлечено до 11 тыс. т нефти ( см. табл. 3.17), что указывает на подключение в работу ранее не работавших нефтенасыщенных прослоев. [18]
Средняя нефтенасыщенность пласта изменялась в пределах 5 3 - 6 5 м в связи с тем, что по имеющемуся геофизическому материалу трудно было сделать однозначное выделение нефтенасыщенных прослоев коллектора. [19]
Рассматриваемая ниже схема перфорации пласта контактной водонефтяной зоны позволяет создать сбалансированное поступление в скважину нефти из нефтенасыщенного и воды из водона-сыщенного интервалов пласта, что обеспечивает равенство текущих полей давления в водо - и нефтенасыщенных прослоях, позволяет предотвратить формирование водяного конуса в призабойной зоне пласта и снижение фазовой проницаемости по нефти, отсечение от процесса дренирования части подвижных запасов. [20]
Удельное электрическое сопротивление низкопористых карбонатных коллекторов практически мало меняется при насыщении нефтью или пресным фильтратом бурового раствора, оставаясь близким к удельному сопротивлению вмещающих их плотных непроницаемых пород. Таким образом, для сопоставления можно использовать электрически однородные пласты, представленные чередованием плотных прослоев с пористо-проницаемыми нефтенасыщенными прослоями. [21]
В некоторых случаях оказалось наиболее эффективным создание систем почти горизонтальных скважин, то есть имеющих малый угол наклона к горизонту. Это обеспечивает большую протяженность горизонтальной части ствола скважины. Достижение наиболее полного охвата продуктивного пласта возможно в случае волнообразного трех - и четырехкратного прохождения нефтенасыщенных прослоев горизонтальными участками стволов скважин. Во всех случаях горизонтальные скважины могут быть выполнены разветвление-горизонтальными, многозабойными и многоярусными. [22]
УНП, из которых пять направлены на увеличение коэффициента охвата и одна является комплексной. Промысловые геофизические исследования, проведенные на всех 28 нагнетательных скважинах блока III Акташской площади, подтвердили существенные изменения в характере работы пласта после воздействия технологий УНП. В зависимости от геолого-физических характеристик пласта наблюдается либо увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов, либо подключение в активную разработку малопроницаемых нефтенасыщенных прослоев пласта. Добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательными, реагируют стабилизацией или снижением обводненности, увеличением дебитов нефти, что свидетельствует об эффективности применяемых технологий УНП. [23]
Наиболее показательными в этом отношении являются данные по девонской скв. БКЗ, полученным через 35 дней ( 14 / VIII 1950 г.), средняя часть пласта мощностью 7 5 м оказалась обводненной, причем удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенных прослоев в кровле и подошве пласта мощностью 3 5 и 2 5 м определено соответственно равным 300 и 500 омм, а обводненной части 1 5 - 2 5 омм. [24]
Такие экраны способствуют более равномерному подъему ВНК, тем самым увеличивают безводный период работы и, следовательно, повышают нефтеотдачу пласта в целом. Кроме того, в обоих случаях скорость фильтрационных потоков увеличивается в нефтенасыщенной части, что способствует повышению коэффициента нефтеотдачи как под влиянием этой скорости, так и ( в отдельных случаях) вследствие перехода неньютоновского течения нефти в ньютоновское. Это может привести также к вовлечению в разработку ранее не работавших нефтенасыщенных прослоев. [25]
При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Дополнительный охват продуктивного пласта заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков позволяет увеличивать темпы нефтедобычи и коэффициенты нефте-извлечения. Эта задача может быть решена за счет применения метода циклического ( нестационарного) заводнения с изменением направления фильтрационных потоков. На современной стадии метод предусматривает переменное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем нестационарных перепадов давления, способствующих включению в работу прослоев, зон и участков коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением. Между участками с различной проницаемостью, как по площади, так и по разрезу, создаются дополнительные градиенты давления переменного направления, которые обуславливают перетоки жидкости между блоком и системами трещин, создаются условия для нарушения равновесия капиллярных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев и элементов, то есть увеличивают коэффициент охвата и неф-теизвлечения. [26]
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, общим фильтром. Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. [27]
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом сто строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, общим фильтром. Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. [28]
Для подобных нефтяных залежей Майкопского района характерно зональное распространение песчаных отложений, связанное с древней береговой линией и с направлением морских течений. Изучение зональных залежей необходимо начинать с исследования поведения каждого прослоя продуктивной толщи. С этой целью для каждой песчаной пачки намечаются на карте точки, в которых мощность их уменьшается до нуля. Линия, соединяющая точки нулевых мощностей, будет оконтуривать участок, внутри которого данный прослой представлен песчаной фацией. Простирание нулевых линий указывает направление движения водных потоков, отложивших песчаный материал. Построение карт контуров выклинивания является наиболее существенной работой при изучении строения зональных залежей. Помимо карт выклинивания необходимо также составлять профильные разрезы в основном по скважинам, лежащим на линиях профилей или вблизи них. В зональных залежах положение водо-нефтяного контакта для отдельных песчаных пачек различное. Появление в нижней части разреза новых песчаных прослоев или пачек дает основание рассчитывать на открытие нефтенасыщенных прослоев, залегающих ниже водоносных. [29]