Cтраница 2
Водоносные бассейны, к которым приурочены нефтяные и газовые месторождения, имеют большой упругий запас, обеспечивающий не только локальный, но и общий подъем зеркала подошвенной или краевых вод. Следовательно, любое изменение давления, вызванное работой скважины, приводит к проявлению действия упругих сил водоносного пласта, к подъему конуса воды под забоем скважины вне зависимости от выполнения условия (3.5) на границе раздела. Тем более сказанное справедливо при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений с законтурным заводнением. При разработке газовых залежей, даже если пласт и подошвенная вода не обладают упругим запасом, неравенство (3.5) не является условием отсутствия движения подошвенной воды. В данном случае носителем упругой энергии, за счет которой образуется конус, служит газ. Газ оказывает давление на пластовую воду и вытесняет ее в зоны пониженного давления. [16]
Скорость подъема водонефтяного контакта определяется делением высоты его подъема на промежуток времени между двумя измерениями. Наблюдения показали, что скорость UBHK даже в пределах одной и той же скважины меняется во времени, поэтому следует иметь в виду, что, чем больше время между двумя измерениями, тем меньше достоверность расчетных величин скорости для последней даты. Например, при расчете скорость DBHK по данным начального положения контакта и последующих его измерений может быть сильно занижена, так как в начальный период эксплуатации месторождения заметного движения подошвенной воды иногда не наблюдается. [17]
Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. [18]
Первый способ наиболее прост. Однако несовершенство существующих методов капитального ремонта скважин часто приводит к неудачной изоляции подошвенной воды. Иногда капитальный ремонт скважин проводится с большим опозданием, достигающим 2 - 3 мес после определения водонефтяного контакта. Поэтому поступление воды сразу же после капитального ремонта не всегда указывает на недостоверность данных радиометрии. Второй способ менее доступен, так как вокруг эксплуатационных скважин площадь обычно разбурена. Кроме того, в зависимости от степени неравномерности движения подошвенной воды положение ВНК по соседним скважинам может различаться иногда на несколько метров ( см. гл. [19]