Cтраница 4
В качестве критерия технологической эффективности реализуемой системы разработки или отдельного геолого-технологического мероприятия, определяемого с помощью ХВ, обычно выступает величина извлекаемых запасов нефти или нефтеотдача пластов. Однако при этом часто игнорируется немаловажный вопрос - при каком суммарном водо-нефтяном факторе ( ВНФ) и за какой срок разработки достигаются эти показатели, хотя сами методы ХВ позволяют это сделать. В связи с этим следует обратить внимание на одно важное обстоятельство, которое обычно не обсуждается. Дело в том, что уравнения разработки, используемые во всех традиционных методах ХВ, основаны на постоянстве текущего отбора жидкости с самого начала и до конца эксплуатации объекта. В прогнозных расчетах это приводит к большим объемам отбираемой жидкости за весь срок разработки, что в свою очередь ведет к завышению извлекаемых запасов нефти. Между тем совершенно очевидно, что в реальных условиях, особенно в поздней стадии разработки, когда обводненные пласты и скважины отключаются, а физически изношенные скважины выходят из строя, общий текущий отбор жидкости по объекту невозможно сохранить надолго на одном уровне без увеличения дебитов скважин действующего фонда или без бурения новых скважин. [46]
Другие исследования направлены на улучшение условий охвата пластов заводнением, что достигается повышением вязкости закачиваемой воды. Вследствие этого отношение вязкостей нефти и воды уменьшается, соответственно уменьшается и водо-нефтяной фактор при заводнении пласта. [47]
Особенно отчетливо сказывается влияние цикличного отбора жидкости из залежи на изменении водо-нефтяного и нефте-водяного факторов. Как видно из рис. VII.15, до консервации залежи в соответствии с истощением запасов нефти водо-нефтяной фактор возрастал, а нефте-водяной снижался. [48]
Сопоставим рассматриваемые площади по традиционным технологическим показателям разработки - коэффициенту нефтеизвлечения и водонефтяному фактору. На рис. 1 и 2 представлена динамика темпа отбора начальных балансовых запасов ( НБЗ) и водо-нефтяного фактора ( ВНФ) от коэффициента нефтеизвлечения. Видно, что площади довольно сильно отличаются как по динамике темпа отбора запасов, так и по динамике изменения ВНФ. Особенно отличается от других площадей динамика изменения этих показателей по Зай-Каратайской площади. [49]
Другой фактор, который, согласно Гринуэллу [7], необходимо учитывать, - это смачивающая способность нефти. Степень смачивания металла водой меняется, и защитная пленка нефти разрушается при некоторой критической для каждой скважины величине водо-нефтяного фактора. [50]
Литература об использовании ингибиторов коррозии при добыче нефти весьма обширна, несмотря на то, что эти работы были опубликованы в течение последних 15 лет, когда появление высокомолекулярных органических ингибиторов коррозии совершило переворот в нефтяной промышленности. Оказалось, что скважины, заброшенные после кратковременной эксплуатации из-за разрушения насосного оборудования, теперь имеет смысл использовать до тех пор, пока водо-нефтяной фактор в перекачиваемой жидкости не сделает их экономически невыгодными. [51]
Изменение водонефтяного фактора по каждой из площадей имеет свои особенности, но в общем отражает ту же тенденцию. По всем площадям после повышения давления нагнетания в указанном диапазоне рост обводнения замедляется в той или иной степени, а по некоторым площадям ( Павловская, Зеленогорская) водо-нефтяной фактор даже стабилизировался. [52]
В колонке 1 величина отбора 79 5 м3 / м га при водо-нефтяном факторе 15 5 получена умножением доли образцов в данной колонке на потенциальный удельный отбор. Во всех других колонках строки 14 с водо-нефтяным фактором 15 5 потенциальный отбор из прослоев данного интервала проницаемости уменьшен пропорционально отношению их средней проницаемости к 100 мд. Общий удельный отбор при водо-нефтяном факторе 15 5 составляет 226 2 м3 / м га. Аналогичным образом вычисляется накопленный отбор при водо-нефтяном факторе, равном 35 9; 76 5; 307 7 и бесконечности. [53]
Полученные таким образом данные, характеризующие процесс разработки пласта, показаны на рис. XI. Водный период эксплуатации пласта наступает через 17 7 часа после начала разработки. За этот период дебит нефти быстро уменьшается до очень малой величины, в то время как водо-нефтяной фактор увеличивается с почти постоянной скоростью. [54]
Процесс закачки воды контролируется так же, как и при закачке газа. Но в данном случае проведение анализов нефти и газа имеет подчиненное значение. Зато чрезвычайно важное значение имеют непрерывный анализ качества нагнетаемой в пласт воды и наблюдение за изменением водо-нефтяного фактора и состава воды, извлекаемой из эксплуатационных скважин. Как и при закачке газа, здесь необходимо систематически замерять уровни и забойные давления по скважинам всех категорий. [55]