Cтраница 3
Первое изменение давления нагнетания со 125 до 140 кгс / см2 привело к повышению содержания воды на северном участке, южный работал с очень небольшим обводнением продукции. Повышение давления де 180 кгс / см2 в 1973 г. привело к росту обводнения на южном участке, а на северном оно изменилось мало. Анализ работы близко расположенных к IV ряду эксплуатационных скважин существенного изменения в характере обводнения не показал: явного прорыва воды, как это было на Осинском месторождении, не наблюдалось. [31]
Из сопоставления кривых изменения относительных прони-цаемостей от текущего коэффициента нефтеизвлечения, приведенных на рис. 6 и 33, видно, что в залежах второй категории угол падения кривых в начале разработки значительно больше угла падения кривых для залежей первой категории. Это указывает на то, что в залежах второй категории в начале разработки темп роста обводнения продукции происходит быстрее, чем в залежах первой категории. [32]
Ильмовского, Бурейкинского, Нурлатовского месторождений), на которых закачивалась как облагороженная различными реагентами ( физико-химические методы), так и обычная вода. При циклическом заводнении период полуцикла устанавливается на основании опытных работ по критерию обеспечения стабильности темпов роста обводнения продукции и прорыва вод по отдельным про-пласткам. [33]
В западной части участка пластовое давление лишь в 1976 г. несколько превышало начальное, а в последующие годы было постоянным на уровне начального или незначительно ниже. Скважины этого участка первые 2 - 3 года давали практически базводную продукцию, а в последующие годы темпы роста обводнения были очень низкие. [34]
На рис. 45 наряду с плавными кривыми, располагающимися почти параллельно друг другу и отражающими постепенное увеличение водонефтяного фактора по мере продолжения эксплуатации залежей, имеются кривые, которые изменяют свое относительное местоположение, пересекая другие кривые и перемещаясь из нижней части полосы кривых в более повышенные части. К их числу относятся кривые пластов Б2 Стрельненского месторождения ( 55), Дз-i Соколовогорского ( 65), А4 Покровского ( 59), яснополянского надгоризонта Полазнинского месторождения ( 49) и др. Изменение направления указанных кривых отражает временное замедление роста обводнения продукции. [35]
Отмечено влияние темпа изменения давления на приемистость. Превышение критических давлений часто сопровождалось ростом обводнения в эксплуатационных скважинах. [36]
После извлечения 15 3 % балансовых запасов кривые, построенные по данным разработки залежей второй категории, начинают выполаживаться, а в интервале 30 - 50 % отбора балансовых запасов даже наблюдается временное уменьшение обводненности продукции. На этом интервале темпы роста обводнения жидкости для залежей второй категории значительно медленнее, чем для залежей первой категории. И, наконец, в залежах второй категории после отбора для одних залежей 37 %, для других 55 % балансовых запасов наблюдается резкое увеличение темпов обводнения жидкости. При этом темп роста обводнения для различных залежей одинаков. [37]
В результате существенного различия в характере обводнения скважин при разном соотношении вязкостей пластовых жидкостей в процессе разработки залежей изменение фонда скважин складывается по-разному. При разработке залежей маловязких нефтей в связи с быстрым вытеснением нефти водой из пластов обводнение скважин начинается неодновременно. После непродолжительного водного периода эксплуатации скважины последовательно выключаются из работы. В результате этого фонд действующих скважин постепенно сокращается, чем замедляется рост обводнения продукции по залежи в целом. Быстрое обводнение продукции таких залежей начинается обычно лишь с середины - конца третьей стадии, когда вода появляется во всех оставшихся в эксплуатации скважинах. [38]
Противопоказаниями к применению метода является высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того, не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолис-тыми веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается. [39]
С целью более полной выработки пласта с 1965 г. применяется импульсный метод заводнения. Впоследствии практикуется последовательное отключение одного из разрезающих рядов. Примененный метод обеспечивает изменение направления потоков жидкости в пласте и способствует сокращению целиков нефти. Такое действие указанных мероприятий подтверждается уменьшением обводненности части действующих скважин, замедлением роста обводнения продукции по залежи в целом и уменьшением темпа падения добычи. Приведенные в табл. 22 показатели разработки определены, исходя из извлекаемых запасов, уточненных с учетом изменения коэффициента нефтеотдачи. [40]
Своеобразный характер обводнения верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенского месторождения отвечает особенностям его геологического строения и принятой системе разработки. Небольшая относительная вязкость нефти способствует сравнительно равномерному подъему водонефтяного контакта и хорошему вытеснению нефти из коллектора. После появления воды в результате эксплуатации нижних интервалов скважины быстро обводнялись и последовательно переводились на вышележащие интервалы. Периферийные скважины, в которых нефтеносна лишь самая верхняя пачка, после обводнения отключались. В нескольких присводовых скважинах, технически несовершенных, с самого начала вскрыта верхняя часть разреза, поэтому они длительное время эксплуатировались без воды. Таким образом, по этой залежи рост обводнения от 38 до 98 - 99 % происходит при отборе последних 3 % извлекаемых запасов нефти. [41]