Внедрение - внутриконтурное заводнение
Cтраница 1
Внедрение внутриконтурного заводнения началось с опозданием на год лишь после вмешательства А. П. Крылова, которым была составлена докладная записка соответствующего содержания на имя министра геологии и охраны недр СССР и Председателя Госплана РСФСР. [1]
 |
График показателей разработки Вишанского месторождения. [2] |
Этап внедрения внутриконтурного заводнения на Вишанском месторождении свидетельствует о том, что высокие скорости продвижения контура нагнетаемых вод, по-видимому, связаны с селективным заводнением наиболее проницаемых и небольших по мощности прослоев продуктивных коллекторов. [3]
Вторая стадия начинается с начала внедрения внутриконтурного заводнения и кончается моментом достижения проектных объемов закачки воды. Как показывают фактические данные, внедрение внутриконтурного заводнения задержалось на продолжительное время на всех площадях месторождения. [4]
В 1959 г. на Туймазинском месторождении началось внедрение внутриконтурного заводнения: рядами нагнетательных скважин были отчленены широкие водонефтя-ные зоны залежей. В 1962 г. центральная часть залежи нефти пласта Д [ была разделена поперечными внутри-контурными рядами нагнетательных скважин на отдельные участки. [5]
После освоения системы законтурного заводнения по пласту Д-I Туймазинского месторождения в 1962 году начато внедрение внутриконтурного заводнения путем разрезания залежей на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин, а также применение избирательной системы закачки воды на плохо дренируемых участках и пластах. [6]
Следует отметить, что наличие трех стадий разработки площадей ( в первый период их эксплуатации) является недостатком практики внедрения внутриконтурного заводнения. Согласно проекту внутри-контурного заводнения, в первом периоде эксплуатации площадей должны быть только две стадии: первая - от начала эксплуатации первых скважин и до начала закачки воды; вторая - от начала закачки воды до освоения разработки площади на полную проектную мощность. При такой организации процесса эксплуатации улучшение экономических показателей, характерное для первой стадии разработки, должно продолжаться и во второй стадии. То, что фактически существует три стадии первого периода разработки ( вторая стадия характеризуется ухудшением экономических показателей), является несомненно следствием опоздания закачки воды. [7]
Такие несоответствия и погрешности в определении пластового давления, средневзвешенного по площади, объясняются разновременностью измерений, недостаточностью их числа, изменением границ зон разработки с внедрением внутриконтурного заводнения, рядом условностей, применяющихся при измерениях, и многими другими факторами, в том числе и чисто субъективного характера. [8]
В 1956 году он перешел на работу в УфНИИ - Башнипи-нефть, где под руководством И. Г. Пермякова и М. М. Саттаро-ва, ставших впоследствии докторами технических наук, известными в стране учеными, оказался одним из инициаторов внедрения внутриконтурного заводнения на Туймазинском и Шкапов-ском месторождениях. [9]
Вторая стадия начинается с начала внедрения внутриконтурного заводнения и кончается моментом достижения проектных объемов закачки воды. Как показывают фактические данные, внедрение внутриконтурного заводнения задержалось на продолжительное время на всех площадях месторождения. [10]
Промышленная эксплуатация Ромашкинского месторождения, начатая с 1950 г., характеризовалась быстрым наращиванием ежегодной добычи нефти. Основная часть добычи нефти на Ромашкинском месторождении за эти годы была получена с центральных площадей месторождения. Быстрое увеличение добычи нефти на центральных и прилегающих к ним площадях Ромашкинского месторождения, начиная с 1954 г., непосредственным образом связано с внедрением внутриконтурного заводнения. [11]
Наличие одинаковых отметок контактов в пластах, кажущихся совершенно самостоятельными залежами, может свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между ними. Ярким примером являются пласты fli и Дп Туймазинского месторождения. Таким образом, оба этих пласта являются частью одной залежи, а сами пласты гидродинамически связаны. Гидродинамическая связь между пластами fli и Дп была обнаружена в процессе эксплуатации, что привело к коренному изменению системы разработки и внедрению внутриконтурного заводнения. [12]
Наилучшие результаты достигаются на объектах, где осуществляется внутрикон-турное заводнение с использованием пластовой высокоминерализованной воды. Нагнетаемая вода вытесняет нефть из пористой матрицы по второстепенным трещинам в добывающие скважины. С внедрением внутриконтурного заводнения пластовое давление стало возрастать, в последние годы практически достигло начального значения и превысило боковое горное на 3 05 МПа. [13]
Максимальный уровень добычи нефти по НКП свите и горизонту X достигнут через 12 лет, по свите перерыва - через 13 лет. Указанное следует объяснить тем, что разработка всех трех горизонтов в течение 1956 - 1961 гг. осуществлялась единичными скважинами. Работающий фонд скважин был сосредоточен в повышенных частях залежей и так как воздействие запаздывало, то по ряду скважин наблюдалось значительное увеличение газовых факторов. По указанной причине ряд скважин был остановлен с целью предотвращения дегазации пластов. С началом внедрения внутриконтурного заводнения ( закачка морской воды в сводовую часть) и интенсификации воздействия в дальнейшем ( разрезание залежей внутренними рядами нагнетательных скважин, увеличение объемов закачки и др.), благодаря довольно высокой гидропроводности залежей, однородности коллекторов и больших углов падения пластов, давление в пласте, снизившееся более чем на 15 - 20 % от начального, постепенно восстановилось. [14]
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. [15]
Страницы: 1