Обводнившаяся добывающая скважина
Cтраница 1
Обводнившиеся добывающие скважины, оказавшиеся в одной ячейке, заменялись одной эквивалентной скважиной, которая сносилась в близлежащий узел. [1]
Фонтанная сильно обводнившаяся добывающая скважина 65 / 11 была возмущающей, а простаивающая фонтанная и полностью обводнившаяся скважина 25 / 8 была реагирующей. С помощью специально сконструированного на устье скважины ртутного манометра ( длина трубки со ртутью была около 3 м) удавалось следить за изменениями устьевого давления, отображавшего изменения пластового давления, с точностью до 0 5 - 1 мм ртутного столба. Помимо того, что указанная точность замеров изменений давлений была исключительно высока, циклы исследований проводились по несколько раз с целью проверки воспроизводимости результатов и уверенности в их тщательности и достоверности. Все это давало право считать проводившиеся промысловые исследования прецизионными и надежными для развития на их основе теории упругого режима. [2]
Применение метода в обводнившихся добывающих скважинах показало, что достижение предельной обводненности продукции ( содержание воды 95 - 98 %) не во всех случаях свидетельствует о заводнении основной толщины пласта. В пластах, вскрытых перфорацией, распределение хлорсодер-жания в прискважинной части не соответствует изменению нефтеводонасыщенности за пределами зоны проникновения. Радиус исследования нейтронных методов не превышает 40 см от оси скважины и поэтому эффективность применения их для выделения заводненной толщины в перфорированных пластах низка. [3]
На втором этапе проектирования разработки нефтяной залежи коэффициенты продуктивности и гидропроводности должны быть определены по всем пробуренным скважинам, а показатель неравномерности вытеснения нефти агентом и показатель различия физических свойств нефти и агента могут быть определены по закономерности обводнения первых обводнившихся добывающих скважин. [4]
В 1972 г. пять обводнившихся добывающих скважин дополнительно были переведены под закачку воды. [5]
 |
Расположение скважин горизонта Д1. [6] |
С 1971 г. залежь горизонта Д1 Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается выбытие нагнетательных скважин ( останавливаются законтурные нагнетательные скважины), продолжается отключение обводнившихся добывающих скважин. Годовая добыча нефти за период 1971 - 89 гг. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1 3 раза. [7]
При внутриконтурном заводнении получают дополнительные возможности воздействия на внутренние участки залежи нефти. В этом случае исключаются необходимость преждевременного отключения обводнившихся добывающих скважин и многоэтапность разработки. [8]
Из данных табл. 8, 9, 10 и рис. 4 следует, что одновременно наблюдается два процесса в завершающей стадии разработки: 1) некоторое уменьшение коэффициента охвата пластов Д1 и Д [ у Шкаповского ( и, по всей вероятности, других) месторождения заводнением по мощности; 2) снижение градиентов пластового давления. Отмечается опережающий рост средневзвешенного пластового давления в зоне отбора по сравнению с зоной нагнетания. Указанный опережающий рост протекает в наиболее проницаемых зонах пласта вокруг нагнетательных скважин. По мере отключения обводнившихся добывающих скважин эти участки расширяются, образуя значительные по размерам области низких градиентов пластового давления, расположенные между нагнетательными и действующими добывающими скважинами. [9]
С помощью имитационной системы воспроизводится процесс заводнения при существующей схеме расстановки скважин и режимах их эксплуатации. Рассчитывается на ЭВМ серия геологических карт, гидропроводности, нефтенасыщенности. По ним выделяют участки, перспективные для применения методов воздействия на пласт. Затем, снова используя имитационную систему, исследуются пути вовлечения в разработку зон с низким охватом. Для этого вносят изменения в систему расстановки скважин, намечают ввод в эксплуатацию новых скважин, перевод под нагнетание обводнившихся добывающих скважин, оценивается возможность получения дополнительной добычи нефти от применения химреагентов. Наиболее эффективный вариант реализуется на реальной залежи, для чего вносят все отработанные с помощью вычислительного эксперимента изменения в систему и режим разработки. [10]
Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV-уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. [11]
Страницы: 1