Характер - вытеснение - нефть
Cтраница 3
Было установлено, что изменение его в этих пределах не влияет на характер вытеснения нефти водой из макрооднородного пласта. Степень вскрытия продуктивного пласта отражается незначительно лишь на величине коэффициента безводной нефтеотдачи. Фактически параметр Н / Н1 в условиях макрооднородного пласта не оказывает влияния ни на механизм вытеснения, ни на значение коэффициента безводной нефтеотдачи. [31]
Практика применения полимерного заводнения, наряду с положительными результатами, выявила и некоторые недостатки, присущие существующим методам. Среди них наиболее характерны: значительная адсорбция полимеров в пористой среде: необходимость создания больших напоров при закачке полимерного раствора; несмешивающийся характер вытеснения нефти полимерным раствором. [32]
Для понимания механизма вытеснения нефти из неоднородных пластов и выявления основных закономерностей этого процесса необходимы лабораторные исследования. Особенно большую ценность в этом отношении представляет физическое моделирование, которое позволяет достаточно полно изучить с качественной стороны влияние отдельных параметров на характер вытеснения нефти. В связи с этим в работах [83, 84] нами более подробно рассмотрены методы физического моделирования процесса вытеснения нефти из неоднородной пористой среды. [33]
На Ольховском месторождении ( рис. 9 10) пробурено более 50 новых скважин сверх фонда, предусмотренного первой технологической схемой. На основе анализа геолого-геофизического материала, результатов опробования этих скважин с определением плотности вод, добываемых попутно с нефтью, удалось выявить следующие особенности в характере вытеснения нефти водой по бобриковскому пласту. [34]
Оренбургской области благоприятно сказываются на динамике обводнения продукции и суммарном водо-нефтяном факторе для залежей с маловязкой нефтью и относительно однородных по проницаемости пластах. При этом сокращается продолжительность первой и второй стадии с максимальным извлечением запасов нефти. По-видимому, характер вытеснения нефти водой для данных залежей близок к поршне-образному. На это указывает и резкий рост обводненности продукции на завершающей стадии разработки. [35]
 |
Индикаторные диаграммы скв. 1 и 534 ( Трех. [36] |
Так, литолого-пет-рографическое исследование продуктивных песчаников пласта П Трехозерного месторождения указывает на наличие довольно развитой системы микро - и макротрещин; величина раскрытия трещин колеблется отО 1до2 Олш. В настоящее время нет достаточно надежных методик по определению абсолютных величин проницаемости трещинно-поровых коллекторов, что, естественно, снижает качество составляемых проектов разработки и создает трудности в их осуществлении. В условиях трещинно-поровых коллекторов меняется и характер вытеснения нефти водой. Поскольку проницаемость трещин значительно выше межзерновой проницаемости породы, то в первую очередь нефть вытесняется по трещинам; это обусловливает безводный период работы скважины. В последующем в результате капиллярной пропитки межтрещинных блоков породы и возникновения перепада давлений между трещинами и основной массой породы происходят приток нефти в трещинную систему и вытеснение ее к забоям скважин; этот процесс сопровождается непрерывно возрастающей обводненностью скважин. [37]
Нарастание глинистой корки, возникновение зоны кольматации при воздействии на пласт вызывают скачки проницаемости в направлении простирания пласта. Подобные техногенные процессы сказываются на характере вытеснения нефти и обводнении пласта. Из-за концевых эффектов, возникающих в результате техногенного изменения проницаемости, изменяется характер вытеснения нефти и обводнение пласта. Проведенные расчеты показали, что в области концевого эффекта околоскважинной зоны имеет место снижение величины остаточного неф-тенасыщения от 10 до 40 % в зависимости от скорости вытесняющей фазы, причем интенсивность уменьшения остаточной нефтенасыщенности обратно пропорциональна скорости вытеснения. [38]
На рис. 5 представлена динамика вытеснения нефти промысловой водой и оторочками 0 5 и 1 0 п.о. раствора КМ, при проницаемости модели пласта 0 420 мкм2 Закачивание промысловой воды производилось до полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости и стабилизации перепада давления на входе и выходе из нее. Остаточная сорбция составила 1 55 мг / г. После закачивания оторочки КМ в 1 0 п.о. наблюдался близкий к поршневому характер вытеснения нефти. [39]
Необходимая концентрация полимерного раствора выбирается исходя из следующего соображения: лабораторные исследования указывают на способность полимерного раствора определенной концентрации обеспечивать различные факторы сопротивления в зависимости от проницаемости коллектора. Окончательное определение концентрации необходимо уточнить по соотношению подвижностеи полимерного раствора и нефти при пластовых условиях. Подвижность нефти не должна превышать подвижности полимера более чем в 2 раза, так как только в этом случае исключается возможность прорыва полимерного раствора, и характер вытеснения нефти близок к поршневому. [40]
Объект представлен карбонатными отложениями. Объект разрабатывается 18 добывающими и 16 нагнетательными скважинами. Невыполнение проектных показателей по уровню добычи нефти объясняется: недовыполнением плана по бурению основного фонда добывающих ( 18 скважин из 79) и нагнетательных ( 16 скважин из 27) скважин; низким использованием фонда эксплуатационных скважин ( коэффициент эксплуатации - 0 663) и неблагоприятным ( прорыв закачиваемой воды) характером вытеснения нефти водой. [41]
Гидродинамические расчеты дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи неоднородных пластов выполняются в соответствии с требованиями к расчетным схемам - моделям и методам расчетов технологических показателей разработки, изложенными в § 3 и 4 главы VIII. Гидродинамические расчеты дебитов жидкости, нефти выполняются для каждого однородного слоя с проницаемостью / с - и мощностью ht для рассматриваемой схемы размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин при той или иной схематизации фильтрационного потока и процесса вытеснения: приток к проницаемым галереям с дополнительными фильтрационными сопротивлениями, к системе скважин по схеме жестких линий тока или по схеме эквивалентной кри-волинейной галереи при непоршневом и поршневом характерах вытеснения нефти водой. [42]
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. [43]
Рост нефтеотдачи при неизменной высокой обводненности объясняется увеличением охвата пластов заводнением и вовлечением больших объемов неф-тенасышенных пластов в разработку. Расхождения между фактом и прогнозом в какой-то мере определяются различной динамикой разбуривания участков. В одно и то же время разработки величина удельных балансовых запасов на скважину QyjJ колеблется от 400 до 65 тыс. т / скв. Резкое различие по плотности сетки скважин анализируемых участков наряду с геолого-физической характеристикой определяет большое расхождение в базовых значениях нефтеотдачи участков. Несмотря на то, что характер вытеснения нефти по всем опытным и контрольному участкам одинаков, расхождение между фактическими и прогнозными значениями нефтеотдачи имеет различный характер. По 1-му и 3-му опытному участкам при обводнении соответственно 90 и 80 % фактическая нефтеотдача превышает прогнозное значение. [44]
Объект разрабатывается 42 добывающими и 7 нагнетательными скважинами. Система заводнения - приконтурная в сочетании с очаговой. Годовая добыча нефти - 62 7 тыс. т, накопленная - 5973 8 тыс. т, или 80 0 % от начальных извлекаемых запасов. Разработка объекта ведется с превышением проектного уровня добычи нефти, несмотря на то что фонд добывающих скважин ниже проектного. Это обусловлено большими, чем по проекту, дебетами скважин и благоприятным характером вытеснения нефти водой в лучших геолого-физических условиях, чем заложено в проекте. [45]
Страницы: 1 2 3 4