Увеличение - отбор - нефть
Cтраница 3
При этом в условиях внутрикон-турного заводнения при пропорциональном сгущении сетки скважин увеличение начального отбора нефти из залежи будет происходить пропорционально числу скважин. В результате начальная себестоимость добычи нефти может снизиться и сгущение сетки скважин представляется рациональным. Увеличение числа скважин на месторождении не может быть беспредельным, даже если оно осуществляется наиболее эффективным образом. Ведь фактические капитальные затраты, отнесенные на одну скважину, довольно велики, их необходимо возместить в наиболее короткие сроки. [31]
Скорость продвижения краевой воды непосредственно зависит от развития процесса разработки залежи, в то время как гравитационное дренирование в основном постоянно на протяжении всего периода эксплуатации месторождения, за исключением случаев изменения проницаемости пласта. Скорость затопления нефтяного пласта всегда начинается с нуля и непрерывно возрастает с увеличением отбора нефти и газа из пласта при условии, что дебиты скважин не испытывают резких колебаний, и водоносный пласт не обладает ограниченным объемом упругого расширения жидкости. В системах, подчиняющихся гравитационному дренированию, основным фактором режима является перераспределение жидкостей в пределах первоначального содержания углеводородов в пласте. Отсюда, если не осуществлять обратной закачки газа в пласт для поддержания давления, последнее продолжает падать на протяжении всего периода разработки даже при неограниченном действии гравитационного дренирования. [32]
В связи с огромным значением проблемы увеличения нефтеотдачи пластов исследованию зависимости количества отдаваемой пластом нефти от многочисленных факторов посвящено много экспериментальных и теоретических работ. Лабораторные и промысловые исследования позволяют установить влияние основных факторов на нефтеотдачу пластов, изыскать методы увеличения конечного отбора нефти и текущей добычи и получить представление о конечной нефтеотдаче пород при современных методах разработки нефтяных залежей. [33]
Таким образом, анализ литературных данных показывает, что проблема увеличения охвата неоднородных пластов заводнением полностью не может быть решена, даже с применением повышенных давлений на линии нагнетания воды. Она не решается и при таких методах регулирования заводнением, как изменение направления потоков и циклическое, избирательное, очаговое заводнение, хотя применение их приводит к некоторому увеличению отборов нефти на второй и третьей стадиях разработки нефтяных месторождений. На Ромашкинском и Самотлорском месторождениях широкомасштабное внедрение этих методов позволило в 1974 - 1978 гг. получить до 2520 т нефти на скважину, а после обводнения продукции выше 70 - 80 % они дают незначительные приросты добычи нефти. [34]
Первая идея и ее реализация связана с осуществлением барьерного заводнения залежи Д21У6 Восточно-Сусловского месторождения. Проект разработки этой залежи с применением барьерного заводнения был составлен ИГиРГИ совместно с Нижневолжским ВНИГГ и утвержден Министерством нефтяной промышленности в 1969 г. Однако осуществление проекта по ряду причин ( не зависящих от проектировщиков) задержалось, и залежь в течение 1970 - 1973 гг. разрабатывалась без поддержания пластового давления, но с увеличением отборов нефти до проектного уровня по варианту с заводнением. В результате такого нарушения технологии нефтяные скважины начали быстро загазовываться и выходить из эксплуатации. [35]
Интересно бывает проследить зависимость начальных извлекаемых запасов нефти Qo от расчетных и весовых начальных извлекаемых запасов жидкости Q o и Одо - На эту зависимость серьезно влияет технология эксплуатации скважин. Так при бесконтрольном форсированном отборе жидкости увеличение дебита жидкости q и q может привести к незначительному увеличению и даже к уменьшению дебита нефти q Напротив, при удовлетворительном контроле за работой обводняющихся добывающих скважин и своевременном выключении из работы добывающих, достигших предельно высокой обводненности, увеличение отборов жидкости по залежи Qfs и Одд обязательно приводит к увеличению отборов нефти по залежи ( 2д, как это должно быть отдельно по добывающим скважинам. [36]
Изложенное относится к отбору жидкости без учета обводненности добываемой продукции. Предположим, что объект эксплуатации с меньшей продуктивностью является безводным ( f l 0 содержание нефти в жидкости), а второй постепенно обводняется. Увеличение отбора нефти из первого пласта за счет сокращения отбора из второго в конечном счете приводит к выравниванию, а затем и росту суммарного отбора нефти; так Kajc отбор нефти по первому объекту остается величиной постоянной, абсолютная величина снижения отборов нефти по второму объекту с увеличением обводнения будет меньше, чем при совместной эксплуатации. [37]
Действие упругих сил пласта, как и напор краевых вод, проявляется во внедрении воды в нефтяную залежь. Различие состоит в том, что под действием упругих сил пласта давление в нефтяной залежи и на окружающих площадях быстро снижается. При напорных контурных водах давление может снизиться при увеличении отбора нефти из залежи, но в случае уменьшения отбора оно вновь восстанавливается. [38]
 |
Изменение пластовых давлений в процессе разработки месторождений. [39] |
Своевременное освоение системы поддержания пластового давления имеет важнейшее значение не только на I стадии для вывода месторождения на высокий стабильный уровень добычи, но и для всего процесса разработки. Разрезание залежей поперечными рядами нагнетательных скважин обеспечило повышение пластового давления и увеличение отбора нефти из пластов. [40]
Последнее означает организацию раздельной закачки воды в эти пласты - без совмещения их в едином фильтре с основными пластами C-II и C-VI. Одновременно с раздельной закачкой изучается связь между уровнем отборов из промежуточных пластов и расстояниями между нагнетательными и добывающими скважинами. В первом приближении это расстояние должно быть меньше, чем для случая выработки активных запасов. Иными словами, предложено опробовать в промысловых условиях, как повлияет на увеличение отбора нефти из трудноизвлекаемых запасов дальнейшее развитие тех же гидродинамических принципов разработки, какие приняты и оправдывают себя при разработке активных запасов. [41]
Последний регулирует процесс вытеснения нефти из пористой среды на площади непосредственного дренирования пласта эксплуатационными скважинами. Многие черты режима неполного замещения нефти водой характерны для пластов с расширением газовой шапки и гравитационным дренированием. К ним относятся вторичное насыщение площади с местным истощением, в результате движения массы нефти из других участков пласта, сокращение продуктивной площади, низкое остаточное нефтена-сыщение и зависимость падения пластового давления от эксплуатационных отборов. Однако в противоположность системам с гравитационным дренированием, где давление по необходимости падает с увеличением чистых отборов нефти, затопление водой пластов с неполным замещением отобранной нефти непрерывно снижает объем продуктивного коллектора, и темп его обводнения может подняться до таких значений, что полностью приостановит падение пластового давления. [42]
Идеальным условием ограничения притока вод для этого вида обводнения является полная выработка пропластка и затем полная селективная закупорка его тампонирующим материалом. Поэтому, чтобы не оставить нефть в этом пропластке, необходимо для предотвращения притока вод при наличии непроницаемых перемычек применять методы, не приводящие к необратимому снижению проницаемости интервалов водопритока. В случае существования гидродинамической связи между протыастками ( отсутствие перемычек) такой опасности нет, так как даже необратимая закупорка обводненного пропластка на ограниченную глубину приведет лишь к замедлению темпа обводнения его до выработки пласта и увеличению отбора нефти из соседних пропластков. [43]
На Арланском месторождении к пластам с малопродуктивными запасами относятся так называемые промежуточные пласты Ci, Cm, Give, Су, Cvi0 терригенной толщи нижнего карбона. К настоящему времени организованы опытно-промышленные работы по активизации их разработки, задачей которых является изучение возможности увеличения темпов отбора нефти из промежуточных пластов при усилении гидродинамического воздействия на них. Последнее означает организацию раздельной закачки воды в эти пласты - без совмещения их в едином фильтре с основными пластами Си или CVr. Одновременно с отдельной ( раздельной) закачкой изучается связь между уровнем отборов из промежуточных пластов и расстояниями между нагнетательными и добывающими скважинами. В первом приближении это расстояние должно быть меньше, чем для случая выработки активных запасов. Иными словами, предложено опробовать в промысловых условиях, как повлияет на увеличение отбора нефти из трудноизвлекаемых запасов дальнейшее развитие тех же гидродинамических принципов разработки, какие приняты и оправдывают себя при разработке активных запасов. [44]
Исключение из этого правила может быть допустимо в двух случаях. Во-первых, для разрыва нефтеносного пласта, представленного карбонатными породами, может быть применен водный раствор соляной кислоты, химически активной в отношении карбонатных пород, или другие жидкости иа ее основе. В этом случае, несомненно, также происходит уменьшение фазовой про - ницаемости пород для нефти. Но вследствие специфики строения карбонатных коллекторов нефти, характерной особенности механизма химического разрушения пород кислотой в связи с избирательным действием ее на отдельные составляющие породы [8] эффект от воздействия соляной кислоты на карбонатный пласт настолько велик, что, несмотря на уменьшение фазовой проницаемости пород пласта для нефти, кислотные обработки приводят к значительному увеличению дебитов скважин. Сочетая в единый комплекс два метода ( гидроразрыв и обработку забоя соляной кислотой), можно ожидать значительного увеличения производительности скважин, вскрывших пласт, представленный карбонатными породами. Кроме того, и при гидроразрыве нефтяного пласта в песчаниках применяют жидкости на водной основе, если разрыв производится не с целью увеличения отбора нефти из данной скважины, а с целью перевода нефтяной скважины в нагнетательные, как это встречается, например, при разрезании Ромашкинского месторождения на отдельные, эксплуатационные поля. [45]
Страницы: 1 2 3 4