Cтраница 1
Более высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды обусловливает уменьшение нефтеотдачи. Результаты исследований показывают, что с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные неоднородности в физических свойствах пород, обусловливающие возникновение небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо промываемых. [1]
Это отражает значительную геологическую неоднородность залежей и более высокую вязкость нефти и подтверждает тесную зависимость текущей и конечной нефтеотдачи от плотности сетки скважин. [2]
В общем виде месторождения ТТНК отличаются от ТТД более высокой вязкостью нефти ( до 30 мПа - с), большей неоднородностью пластов, расчлененностью, сложностью геолого-физических условий, большей ( примерно в 2 раза) проницаемостью пластов, меньшей степенью нефтеизвлечения из-за неньютоновских свойств нефтей. [3]
Характерными особенностями Арланского месторождения по сравнению с цервой группой месторождений Башкирии являются более высокая вязкость нефти и худшая проницаемость пород. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 17 - 34 спз. [4]
Характерными особенностями Арланского месторождения по сравнению с первой группой месторождений Башкирии являются более высокая вязкость нефти и худшая проницаемость пород. [5]
В последующие годы в связи с вводом в разработку в ряде районов залежей с ухудшенной геологической характеристикой продуктивных пород и более высокой вязкостью нефти наряду с разрезанием залежи стали более широко применять различные жесткие модификации системы заводнения - вплоть до площадного и избирательного заводнения с трехрядным размещением эксплуатационных скважин. [6]
Исследованиями в работе [54 ] показано, что применение ПАВ в начальной стадии разработки приводит к лучшему отмыву асфальто-смолистых веществ ( АСВ) с поверхности породы, уменьшению вязкости и улучшению структурно-механических свойств нефти. Более высокая вязкость нефти по отношению к вязкости вытесняющего агента снижает коэффициент вытеснения нефти и в этом случае применение ПАВ становится неэффективным. [7]
Все физико-химические методы, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25 - 30 мПа - с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость ( до 100 - 150 мПа - с) в высокопроницаемых пластах. Термические методы ( вытеснение нефти паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500 - 1000 мПа - с и тепловые методы с обычной скважинной технологией становятся уже нерентабельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин ( менее 1 - 2 га / скв), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается. [8]
Более высокую нефтеотдачу заводнением для ТТНК обеспечивают продуктивные пласты с лучшими физико-коллекторскими характеристиками. При более детальном рассмотрении установленной общей закономерности выявляется также существенная разница в изменении зависимости коэффициента нефтеотдачи от вязкости пластовой нефти: при более высокой вязкости нефти в ТТНК заметнее снижение величины нефтеотдачи пластов, тогда как на нефтеотдачу пластов ТТД вязкость пластовой нефти такого отрицательного влияния не оказывает. На основании данных Г. П. Те-одоровича ( 1970) можно утверждать, что нефти ТТД и ТТНК находятся на различных ступенях своей геохимической эволюции, обусловленные условиями формирования залежей: в своей геологической истории никогда не достигали оптимальных для полного созревания нефти глубин погружения. ТТНК и является определяющим в формировании типов нефтей ТТД. Кроме того, общепризнанным является факт, что первоначальный геохимический облик нефтей подвергается значительному изменению под влиянием гипергенных факторов, нередко возникающих при интенсивной разработке и длительной эксплуатации месторождений с закачкой больших объемов некондиционных поверхностных вод: на месторождениях Башкортостана с ростом обводненности добываемой нефти растет ее оптическая плотность, удельный вес и вязкость нефтей, причем наибольшему изменению подвержены неньютоновские нефти месторождений ТТНК арланского типа с изначально повышенной плотностью и вязкостью нефтей. При этом в условиях притока растворенного кислорода с закачиваемой водой процессы окисления нефтей могут усиливаться. [9]
Основные закономерности в разработке Новохазинской площади полностью соответствуют показателям Арланской и Николо-Березовской. Динамика фонда скважин, добычи нефти и жидкости, дебитов и других показателей всех трех площадей идентичны. В то же время снижение отборов и его темпов произошло при меньших отборах от НИЗ ( 81 2 %), хотя по обводненности они не отличаются. По всей видимости, эти особенности на Новохазинской площади связаны с более высокой вязкостью нефти. В то же время возможно, что проектная величина нефтеизвлечения была завышена. [10]