Cтраница 1
Высокие водонефтяные факторы - - 1 4 - 6 9 - получены по залежам с повышенной вязкостью нефти, хотя, как было показано ранее, степень использования извлекаемых запасов в основном периоде по этим залежам обычно несколько меньше, чем по залежам с малой вязкостью нефти. [1]
На поздней стадии разработки при высоком водонефтяном факторе растет унос попутной водой газа, растворенного в нефти. Это сопровождается утяжелением и ростом вязкости остаточной нефти. В результате эффективность вытеснения остаточной нефти из пласта ухудшается. [2]
К концу разработки залежей с маловязкой нефтью возрастает число залежей с высокими водонефтяными факторами. Это происходит в связи с форсированием отборов жидкости из некоторых залежей в четвертой стадии. Наряду с продолжением работ по форсированию отборов из залежей, по которым этот процесс был начат в третьей стадии, в завершающей стадии значительное увеличение отборов было начато из HKJIi восточного западного полей Биби-Эйбата, НКП ] центрального поля Сураханы, пластов XIII, XVI, XX, XXII Октябрьского месторождения. [3]
При существовании в пласте послойной проницаемости вытесняющая вода быстрее промывает более проницаемые зоны, в результате чего нефть, залегающую в менее проницаемых слоях, извлекают из пласта в течение еще очень длительного времени при высоких водонефтяных факторах. [4]
Из промыслового опыта известно, что заводнение неэффективно при вязкости пластовой нефти свыше 20 - 25 сантипуаз. При этом требуются высокие водонефтяные факторы на протяжении длительного периода. Как только произойдет прорыв воды в наиболее проницаемых зонах, то при высокой вязкости нефти вытеснение ее из менее проницаемых слоев пласта замедлится и начнут сильно возрастать водонефтяные факторы. При крайне высокой вязкости пластовой нефти эффективность микроскопического вытеснения ее водой также может сильно снизиться, и вода может пройти сквозь нефть отдельными ходами, как через несмачивающую фазу, сохраняя в пласте высокую остаточную нефтенасыщенность. Для нефтей, имеющих умеренную вязкость, сомнительно, чтобы эффективность вымывания нефти водой находилась в какой-либо зависимости от вязкости. Исследования по вытеснению нефти из кернов песчаника показывают одинаковую остаточную нефтенасыщенность в интервале вязкостей нефти от 6 до 20 сантипуаз и только для нефти с вязкостью 49 3 сантипуаз остаточная нефтенасыщенность резко увеличилась. [5]
Несмотря на принятые меры по регулированию, выработка неоднородных пластов происходит весьма неравномерно, что еще усугубляется высокой вязкостью нефти. Заводненная часть пласта составляет только 10 % его эффективной толщины. При заводнении пласта на 50 % обводненность добываемой продукции составляет 70 - 75 % и дальнейшая разработка происходит при высоком водонефтяном факторе. Безводный период эксплуатации в целом составляет 1 5 - 3 года. По состоянию на 1.10.197 6 г. текущая нефтеотдача по Арланскому месторождению составила 17 5 %, а содержание воды в добываемой продукции достигло 70 % при обводнении 73 4 % действующего фонда скважин. [6]
Как уже отмечалось, особенностью этих кривых являются достаточно высокие относительные фазовые проницаемости для водной фазы, что характерно для гидрофобных пластов. Расчеты показали, что заводнение таких коллекторов обычной водой и растворами полимера менее эффективно, чем заводнение гидрофильных пластов, и сопровождается повышенными отборами попутно добываемой-воды, высокими водонефтяными факторами и более низкой конечной нефтеотдачей. Однако именно поэтому относительная эффективность применения полимеров в гидрофобном пласте выше. [7]
В отдельных работах при анализе процесса разработки дается деление на стадии. Так, при анализе процесса обводнения Самаро-лукских месторождений Б. Ф. Сазонов [67] выделяет две стадии: 1) основная стадия процесса разработки - до 80 % обводнения добываемой продукции. Этот основной период и определяет эффективность разработки данной нефтяной залежи; 2) период эксплуатации нефтяной залежи с обводненностью свыше 80 % - конечная стадия разработки, которая является малоэффективной и характеризуется высокими водонефтяными факторами и большой себестоимостью нефти. [8]
Тогда величина остаточной нефти, рассчитанная по этому методу, включает в себя, помимо остаточной нефтенасыщенности, эффективность охвата залежи процессом заводнения. Отсюда конечные цифры будут выше для остаточной нефтенасыщенности на тех участках нефтеносной площади, которые были затоплены фронтом воды ко времени прекращения эксплуатации. Эффективность охвата пласта заводнением краевыми или подошвенными водами определяется влиянием расстановки скважин, обтеканием некоторых скоплений нефти в менее проницаемых слоях, а также прекращением эксплуатации на отдельных участках в связи с высокими водонефтяными факторами раньше, чем завершилось затопление по всему разрезу. [9]