Фронт - обводнение
Cтраница 4
На ней нанесены линии фронта обводнения до 10 % - ного содержания воды в продукции скважин на начало каждого года. Вследствие этого фронт обводнения скважин в этой части залежи продвигался очень медленно и в настоящее время здесь остается невыработанный участок залежи в районе скв. [46]
Этому вопросу посвящено много работ. Однако вопрос исследования выработки запасов нефти продуктивных пластов заводненного объема пока еще недостаточно изучен. Этот вопрос еще усложняется при совместной эксплуатации продуктивных пластов. Главным фактором, определяющим характер вытеснения нефти из пластов, является неоднородность пласта по толщине и по простиранию. Расчлененность пласта низкопроницаемыми пропластками в значительной мере препятствует выравниванию фронта обводнения. На прослойное обводнение пластов, кроме геологической неоднородносжвлияет вязкость пластовых жидкостей. Неравномерность продвижения фронта воды и послойное вытеснение нефти усиливается на залежах с вязкой нефтью. Поэтому вязкость нефти является также одним из важнейших физико-геологических факторов, оказывающих решающее влияние на выработку запасов нефти неоднородных продуктивных пластов. Вообще в процессе заводнения неоднородных пластов на характер вытеснения нефти влияют как природные так и технологические факторы. Степень влияния этих факторов на выработку запасов нефти различна. [47]
Сопоставление рис. 3.5 и 3.6 позволяет увязать динамику изменения водонасыщенности и давления. Из рис. 3.6 видно, что на моменты времени, соответствующие отбору 25 1 и 39 5 % начальных запасов газа, давление вдоль оси х падает примерно с одинаковым темпом и крутизна депрессионной воронки по площади практически не увеличивается. Коэффициент водонасыщенности в точке Т1 в этот период времени не превышает 0 4, а коэффициент относительной фазовой проницаемости для газа еще достаточно велик. При дальнейшем росте водонасыщенности в точке Т1 относительная проницаемость для газа в ней уменьшается, а для воды увеличивается. Это приводит к тому, что масса газа, находящаяся между контуром залежи и точкой 77, блокируется фронтом обводнения, в результате чего давление под забоем скважины начинает резко падать. Глубина депрессионной воронки в непосредственной близости от скважины увеличивается, а это, в свою очередь, приводит к более интенсивному притоку воды под забой. С увеличением водонасыщенности в точке Т2 описанный процесс резко возрастает. [49]
Анализ методов поддержания давления в газоконденсатных месторождениях, предполагающих нагнетание в пласт газов и воды, показывает, что каждому из этих методов присущи серьезные недостатки. Одним из способов уменьшения части консервируемых запафв газа при поддержании давления может явиться частичная закачка сухого газа. Полностью исключается консервация газа и снижаются эксплуатационные расходы на поддержание пластового давления при закачке в пласт воды. Однако в этом случае за фронтом обводнения защемляется значительное количество пластовой газоконденсатной смеси, что вызывает существенные потери газа и особенно конденсата. В ряде случаев именно этот способ воздействия может оказаться достаточно эффективным для повышения конденсатоотдачи газоконденсатных месторождении. [50]
Преимущества данного метода связаны со значительным сокращением сроков и объемов закачки сухого газа, а следовательно, и с сокращением сроков консервации запасов газа в залежи и уменьшением энергетических затрат на компримирование и закачку газа в залежь. К преимуществам данного способа разработки следует также отнести простоту поддержания и регулирования давления в залежи на этапе нагнетания воды, возможность создания в залежи некоторого запаса давления над давлением начала конденсации. Недостатками предлагаемого метода могут явиться: необходимость определенного переоборудования промысла после окончания закачки газа под нагнетание в пласт воды, а также опасность обводнения скважин. Обводнение скважин при осуществлении данного метода воздействия обусловлено теми же причинами, что и при обычном естественном заводнении газо-конденсатных залежей, т.е. неоднородностью пластов и неравномерностью перераспределения по отдельным зонам залежи объемов нагнетаемой воды. Дополнительно в этом случае необходимо также учитывать возможность прорывов воды через оторочку сухого газа и размыв оторочки с уменьшением ее толщины. Уменьшение толщины оторочки сухого газа обусловлено двухфазной фильтрацией на задней границе оторочки и защемлением определенных объемов сухого газа в обводненных зонах пластов. Таким образом, за фронтом обводнения пласта при осуществлении комбинированной закачки газа и воды остается определенное количество закачанного сухого газа. Понижение давления в залежи при осуществлении данного метода воздействия достигается путем прекращения закачки воды в залежь на завершающей стадии заводнения в тот момент, когда уже практически полностью произошло замещение газоконденсат-ной смеси сухим газом. Это позволяет извлечь большую часть закачанного сухого газа, избежав выделения конденсата из га-зоконденсатной смеси. [51]
Страницы: 1 2 3 4