Cтраница 3
При частичном учете изменения фильтрационных сопротивлений ( учете только различия вязкостей, кривые / /) при учете различия вязкостей от самых малых 10 до Ц0 10 и конечного снижения фазовой проницаемости для воды в обводненной зоне в 1 7 раза ( кривые / / /), как видно из рис. VII.7, получают в 1 5 - 2 раза заниженные сроки разработки и завышенные дебиты. [31]
Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8 - 10 раз, для воды в 4 - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта. [32]
Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8 - 10 раз, для воды в 4 - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта. [33]
Буровые растворы, применяемые для первичного и вторичного вскрытия недонасыщенных нефтью пластов, а также обводненных в результате заводнения объектов разработки, должны содержать компоненты, обеспечивающие увеличение фазовой проницаемости по нефти и снижение фазовой проницаемости по воде. [34]
Приемистость ( продуктивность) нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8 - 10 раз, а для воды в 4 - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны пласта. [35]
Из приведенных данных следует, что проблема эксплуатации обводненных скважин на месторождении состоит в основном не в ограниченной их продуктивности и недостаточных скоростях выноса жидкости на поверхность, а в резком уменьшении дебита скважин вследствие снижения фазовой проницаемости в обводняющейся призабойной зоне скважин. [36]
Следует подчеркнуть, что в интервале изменения водо-насыщенности от 0 1 до 0 18 обводненность потока на выходе из пористой среды ( на забое скважины, на выходе из кернодержателя) равна еще 0, а подвижность снижается с 1 до 0 66 вследствие снижения фазовой проницаемости для нефти. [37]
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. [38]
Таким образом, одной из наиболее важных физико-литологических [ причин снижения проницаемости при вскрытии скважин на пресном бу - i ровом растворе, а также при заводнении пласта с целью поддержания пластового давления пресными водами является разбухание глинистого j материала и повышение водосодержания, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти. [39]
При вытеснении нефти водой без добавок наличие в пористой среде связанной воды способствует повышению нефтеотдачи и скорости процесса вытеснения, что является следствием относительно большей гидрофильности пористой среды, а также следствием начального распределения в пористой среде связанной воды и нефти, и, кроме того, способствует снижению фазовой проницаемости для воды по окончании процесса вытеснения. [40]
Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора, аналогичного ( по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным. [41]
К технологическим факторам, снижающим приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин, можно отнести следующие: 1) заиливание фильтрующей поверхности скважины механическими примесями, содержащимися в закачиваемой воде; 2) загрязнение ПЗП нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемых сточных водах; 3) образование в ПЗП в стволе добывающих скважин нерастворимых осадков при взаимодействии вод с различным химическим составом; 4) отложение асфальтенов и смол в призабойной зоне скважин; 5) выпадение кристаллов парафина в поровом пространстве призабойной зоны и стволе добывающей скважины; 6) образование в ПЗП водонефтяных эмульсий; 7) снижение фазовых проницаемостей для нефти из-за увеличения водонасыщен-ности и газонасыщенности призабойной зоны; 8) интенсивный рост суль-фатвосстанавливающих бактерий ( СВБ); 9) набухание глинистых частиц, привнесенных в призабойную зону в процессе освоения или капитального ремонта скважин. [42]
В процессе обводнения скважин или роста газового фактора1 фазовая проницаемость для нефти уменьшается и дебиты нефти при одинаковых депрессиях снижаются. Снижение фазовой проницаемости для нефти, сопровождающееся общим снижением суммарной проницаемости, ведет к снижению пьезопроводности нефтяной части залежи. [43]
Сравнивая полученные результаты исследований характеристик вытеснения нефти оторочками растворов КМ повышенных концентраций, следует отметить, что эффективность вытеснения нефти и существенное снижение фазовой проницаемости породы проявляются после закачивания оторочки 0 5 и.о. и более. На величину снижения фазовой проницаемости значительное влияние оказывает проницаемость модели пласта. [44]
При совместной закачке газа и воды возможно образование неподвижной газовой фазы и гидратов газов в нагнетательных скважинах. Это приводит к снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти и воде и снижению приемистости. В связи с этим совместную закачку газа и воды рекомендуется не проводить, а попеременную закачку проводить как можно большими порциями. [45]