Cтраница 3
В настоящее время целесообразность применения активных систем заводнения в условиях низкой гидро-проводности продуктивных пластов признается большинством исследователей и возражения обычно вызывают лишь предложения об их применении в условиях высокой гидропроводности пласта, когда и малоактивные системы заводнения обеспечивают достаточно высокие темпы отбора нефти. В последующих разделах работы нами будет показано, что и в этих условиях применение активных систем заводнения вполне целесообразно и резко повышает эффективность разработки нефтяной залежи. [31]
В тот период, когда необходимо было решить проблемы повышения темпов разработки нефтяной залежи, эти предложения были, безусловно, целесообразными, Однако в настоящее время, когда созданы новые высокоэффективные системы разработки - блоковые системы разработки, благодаря которым полностью решается задача получения высоких темпов отбора нефти в широком диапазоне геолого-физических условий разработки нефтяных залежей, становится возможным отказаться от тезиса снижения забойных давлений в эксплуатационных скважинах и снова - вернуться к разработке нефтяных месторождений в основном фонтанным способом. [32]
Обратим внимание теперь, что, согласно представленной на рис. 2 фактической кривой обводнения объекта-аналога, содержание воды в жидкости по нему не превышало 20 - 30 % вплоть до выработки 90 - 95 % извлекаемых запасов нефти, чем и обусловлен в значительной мере указанный ранее высокий темп отбора нефти при такой выработке запасов. [33]
Таким образом, анализ основных показателей разработки по месторождениям еще раз подтвердил существенную зависимость их динамики от продуктивности залежей, соотношения вязкостен нефти и воды и относительных запасов нефти водонефтяных зон, а также высокую эффективность законтурного метода заводнения при ширине залежей 3 - 4 км, обеспечивающего достаточно высокие темпы отбора нефти, их устойчивость во времени, меньшие темпы обводнения по сравнению с внутриконтурными системами заводнения при близких геолого-физических параметрах и размерах залежей. [34]
При высоких темпах отбора нефти главную роль в перемещении углеводородов играют гидродинамические градиенты давления, вызванные этим отбором и конечная нефтеотдача в значительной мере определяется характеристикой пород и свойствами углеводородов. Чрезмерно высокие темпы отбора нефти приводят к быстрому вторжению свободного газа в нефтяную зону при относительно низком коэффициенте вытеснения. Сегрегация свободного газа в таких условиях невозможна, весь свободный газ уходит из пласта, пластовое давление быстро снижается и режим разработки переходит в менее эффективный режим растворенного газа. [35]
Вопрос об оптимальных темпах разработки нефтяных месторождений прямо связан с продолжительностью периода стабильной добычи нефти. Чрезмерно высокие темпы отбора нефти ( 8 - 12 % в год начальных извлекаемых запасов), как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, приводят к пикообразной динамике добычи нефти, что далеко не всегда оправдано. В условиях ограниченных сырьевых ресурсов более целесообразным представляется обеспечение стабильной добычи нефти в течение ряда лет, что особенно важно для крупных месторождений, определяющих уровни добычи нефти района и отрасли в целом. Продолжительная стабильная добычи нефти по месторождению способствует более рациональному использованию капитальных вложений на обустройство, созданию более благоприятных условий для ведения нормального процесса разработки. [36]
Это объясняется тем, что в США в течение многих лет удается удерживать весьма высокие темпы отбора нефти в размере 8 - 12 % от текущих извлекаемых запасов. Такие темпы отбора возможны потому, что в США государство придает особое значение рациональному использованию запасов нефти, создает с этой целью такие стимулирующие и побудительные меры, которые позволяют американским нефтяникам экономически оправданно применять все современные достижения научно-технического прогресса в области интенсификации добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов при одновременном увеличении нефтеотдачи пластов. [37]
Анализ эффективности различных систем заводнения показал, что наиболее технологически и экономически эффективными являются системы заводнения высокой степени активности, вплоть до площадного заводнения. В нефтяных залежах с низкой гидропро-водностью системы заводнения высокой активности являются единственным средством достижения высоких темпов отбора нефти, их применение при сравнительно хороших коллекторских свойствах позволяет иметь значительный запас производительности залежи и обеспечивать в основном фонтанный способ эксплуатации скважин. [38]
В книге дано обоснование геологических критериев применения конкретных технологических решений с целью повышения эффективности разработки. Под эффективностью разработки понимается возможность обеспечения максимального охвата заводнением ( а следовательно, и нефтеотдачи), высоких темпов отбора нефти при минимальных объемах добычи попутной воды. [39]
Под разработкой нефтяной залежи подразумевается управление процессом движения жидкости или газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин. Рациональной системой разработки нефтяного месторождения считается такая, при которой оно разбуривается минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим высокие темпы отбора нефти из пласта, высокую конечную нефтеотдачу, минимальные капитальные вложения на каждую тонну извлекаемых запасов и минимальную себестоимость нефти. [40]
Иногда более выгодна интенсификация систем заводнения. Ограниченная производительность глубиннонасосных установок по добыче нефти часто вызывает необходимость держать повышенные пластовое и забойное давления для обеспечения высоких темпов отбора нефти фонтанным способом. В последующем после прекращения фонтанирования скважин вследствие обводнения повышенные давления способствуют увеличению производительности насосного оборудования. [41]
Анализ состояния разработки нефтяных месторождений подтверждает, что с наиболее высокой эффективностью при заводнении вырабатываются залежи легких девонских нефтей даже при относительно редкой сеткой скважин. Оказалось, что на поздней стадии чрезмерная компенсация отборов жидкости закачкой воды на девонских залежах не гарантирует поддержание высоких темпов отбора нефти, а сопровождается отбором значительных объемов попутной воды. В то же время форсирование отборов жидкости из группы близрасположенных скважин обеспечивает увеличение объемов добычи нефти с участка и снижение или стабилизацию обводненности продукции в условиях соответствующей компенсации закачкой воды. Регулирование отборов жидкости и закачки воды может явиться эффективным средством сокращения объемов добычи попутной воды. [42]
Анализ показал, что различия в разработке всех трех полей экспериментального участка изначально были предопределены сложившейся системой заводнения. Вследствие этой разницы в разработке полей сразу были заложены диспропорции: по северному полю с редкой сеткой постоянно поддерживались чрезмерно высокие темпы отбора нефти. [43]
Однако, если из карты остаточны /, нефтэнасыщвнных толщин следз-ет, что какой-либо обширный участок вырабатывается из-за его нивкой продуктивности медленными темпами, то интенсификацию его разработки необходимо осуществлять непосредственно вторгаясь нагнетательными скважинами на ore - территорию, организуя лиОо разрэзаико этого участка не отдельные небольшие блоки, либо, з необходима; случаях, организуя на участке сястему площадного или очагового заводнения. Показателем необходимой степени шгеенсификации разработки малопродуктивных зон пласта, а, следовательно, и необходимой степени активности системы заводнения, является достижение in этим участкам достаточно высокого темпа отбора нефти относителы их извлекаемых запасов. [44]
Добытая сверх установленного допустимого дебита нефть будет смешиваться с относительно сухим газом и возвращаться в пласт через две нагнетательные скважины, приемистость каждой из которых 3975 м3 / сутки в течение всего времени. Возможности пласта для получения таких высоких темпов отбора нефти и ее нагнетания в пласт были подтверждены промысловыми: опытами. [45]