| |||||||||||||
|
Главная страница » Энциклопедия строителя содержание: [стр.Введение] [стр.1] [стр.2] [стр.3] страница - 1 Рис.3 - Анализ причин ухода закачиваемой воды в водонасыщенную подошву водоплавающей залежи Согласно формуле (1) Дарси для нагнетательной скважины [3] объемная приемистость пропорциональна фазовой проницаемости для воды: Kw * h * (PWf - Pr )
(1) где Kw - фазовая проницаемость для воды, h - толщина пласта, Рг - пластовое давление, Pwf - забойное давление, j,w - вязкость воды, re - радиус контура питания, rw - радиус скважины, S - скин-фактор. Поэтому при одинаковых значениях толщины и абсолютной проницаемости разнонасыщенных частей разреза, при едином начальном пластовом давлении Рг и при едином забойном давлении Pwf закачиваемая вода будет поступать в водонасыщенную подошву вчетверо интенсивнее. Это ведет к снижению пластового давления в нефтенасыщенной части пласта и к снижению притока нефти в скважину, что в условиях обводнения подошвенными водами ведет к росту обводненности продукции. В этих условиях увеличение закачки приводит к росту пластового давления в нефтенасыщенной части разреза, что приводит к росту притока нефти в скважины и к снижению средней обводненности продукции. Снижение пластового давления в нефтенасыщенной части пласта в ходе ее эксплуатации при постоянном давлении в водонасыщенной части, следует считать основной гидродинамической особенностью разработки ВПЗ. Условиями ее проявления являются наличие и выдержанность непроницаемых глинистых и аргиллитовых разделов между разнонасыщенными частями разреза залежи, которые далее подразумеваются при использовании термина ВПЗ. Описанный механизм имеет место благодаря проявлению следующих геологических и физических факторов: •связанность водонасыщенной подошвы залежи с водоносным горизонтом, с которым она составляет единый резервуар; •вертикальная изоляция нефтенасыщенной части разреза от водонасыщенной благодаря непроницаемым глинисто-аргиллитовым разделам и проницаемостной анизотропии пород; •частичная изоляция по горизонтали внутриконтурной нефтенасыщенной зоны пласта от законтурной водонасыщенной благодаря низкой фазовой проницаемости для воды во внутриконтурной зоне и низкой фазовой проницаемости для нефти в законтурной согласно кривым ОФП (рис.3, позиция б); •законы элементарной физики, согласно которым изменение давления в жидкости при фиксированном изменении объема обратно пропорционально объему резервуара: АР = AV / -с V;(2) где: АР - изменение пластового давления; AV - изменение объема; V - объем резервуара; с - коэффициент сжимаемости жидкости. т. е. чем меньше объем резервуара, тем быстрее растет давление при введении или увеличении объемов закачки; • незначительность нефтенасыщенного объема залежи по сравнению с водонасыщенным. Добавим, что описанные особенности разработки ВПЗ обуславливают не менее парадоксальные результаты форсированного отбора жидкости. Анализ форсирования отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявил тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения, объекты АС4 и БС6 Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БС5-6 и БС8 Мамонтовского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. Механизм этого явления описан в работе [4]. Все описанное позволяет рекомендовать мероприятия по увеличению закачки на водоплавающих залежах. Узкой стороной этого технологического решения является увеличение уходов закачиваемой воды в водоносную часть разреза. Более экономичным путем повышения эффективности ППД на водоплавающих залежах является использование физико-химических технологий внутрипластового регулирования фильтрационных потоков. Как описано в работах [5, 6], физико-химические потокоотклоняющие технологии на ВПЗ малоэффективны. Это объясняется слабой корреляцией между закачкой и отборами воды и жидкости на таких участках и низким влиянием закачки на внутрипластовые процессы. Ярким исключением из этого правила стали результаты закачек большеобъемных гелевых составов (БГС) на основе химически сшитых водных растворов полимеров на основной залежи объекта АС5-6 Мамонтовского месторождения (рис.4, позиция а). Средняя дополнительная добыча нефти по окружающим добывающим скважинам в результате этих мероприятий составила до 10 тыс. тонн на обработку. С целью ответа на возникающий вопрос было проведено исследование механизма действия закачек БГС на примере обработанных нагнетательных скважин этой залежи методом мониторинга РГА по замерам ГК. Закачки БГС проводились в 13 скважинах, начиная с декабря 1994 года по ноябрь 2000 года. По всем из них проанализированы результаты замеров ГК до и после обработок содержание: [стр.Введение] [стр.1] [стр.2] [стр.3] |
||||||||||||
© ЗАО "ЛэндМэн" |