Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ





Изучение особенностей заводнения продук­тивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контроле за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата про­цессом вытеснения, а следовательно, и полнота выработки запасов.

Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежей, применяе­мой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др.

В зависимости от этих факторов внедрение воды в залежь может происходить за счет:

ü природного водонапорного или упруговодонапорного ре­жима;

ü закачки воды в пласты через нагнетательные скважины.

В первом случае в залежь внедряется контурная пластовая вода. Это сопровождается подъемом ВНК, перемещением (стягиванием) контуров нефтеносности, постепенным умень­шением размеров залежи, превращением ее в залежь, полно­стью подстилаемую водой.

Во втором случае при законтурном заводнении в пласты внедряется оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. В остальном внедрение воды сопровождается теми же явлениями, что и в первом случае. Во втором случае при внутриконтурном заводнении в пласты внедряется нагнетаемая вода, создаются искусственные водонефтяные контакты, по­степенно удаляющиеся от нагнетательных скважин.

Создающиеся при внедрении воды разделы между водой и нефтью могут приобретать различные формы.

Формы поверхности текущего природного ВНК.При процессах вытеснения нефти водой, сопровождающихся подъемом ВНК, последний может перемещаться параллельно его первоначальному положению или наклонно к нему, приобре­тать сложную форму. Характер перемещения ВНК и конту­ров нефтеносности и их форма определяются такими факто­рами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологичес­кая неоднородность продуктивного пласта, размеры водонефтяных зон и др.

Перемещение ВНК параллельно его начальному положе­нию может происходить в однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дре­нировании всего объема залежи. На практике такие условия встречаются крайне редко и, как правило, происходит более или менее существенное усложнение формы поверхности текущего ВНК.



При соотношении вязкостей нефти и пластовой воды в результате разработки залежи происходит более быст­рое перемещение внешнего контура нефтеносности по срав­нению с внутренним, в результате чего ширина водонефтяной зоны постепенно сокращается (рис. 104). При этом поверх­ность ВНК, первоначально близкая к горизонтальной, начинает наклоняться к центру залежи. Так, при разработке верхнемеловой массивной залежи маловязкой нефти Малгобек-Вознесенского месторождения более интенсивный подъ­ем ВНК происходил на периферии залежи, в результате чего он постепенно принял форму чаши.

 

Рис. 104. Схема изменения формы поверхности ВНК при соотношении вяз­кости нефти и воды .

Коллектор: 1 — нефтенасыщенный, 2 — заводненный; 3 — водонефтяная зона; контуры нефтеносности: 4 — внутренний начальный, 5 — внешний начальный, 6 — внешний текущий, 7 — внутренний текущий

 

В газонефтяной залежи Коробковского месторождения, разрабатываемой с законтурным заводнением при , также произошел наклон поверхности ВНК в сторону внут­реннего контура (рис. 105).

В подобных случаях выработка запасов нефти из водонефтяных зон шириной до 1500-2000 м обычно происходит без их разбуривания, за счет вытеснения нефти водой к до­бывающим скважинам, пробуренным в начальном внутрен­нем контуре нефтеносности. Добывающие скважины в этих условиях длительное время работают без воды, а при подходе к ним внутреннего контура интенсивно обводняются и выводятся из эксплуатации. При этом обеспечиваются высокие охват залежи заводнением и коэффициент вытеснения неф­ти. Макронеоднородность продуктивного пласта, как это видно на рис. 105, не оказывает существенного влияния на характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности.

 

Рис. 105. Схематические геологические профили газонефтяной залежи Коробковского месторождения ( ), представленной монолитным и расчлененным пластами.

Контакты: 1— начальный водонефтяной, 2 — начальный газонефтяной, 3 — текущий водонефтяной на 1 января соответствующего года; 4 — заводненная закачиваемой водой часть нефтенасыщенного пласта; 5 — водонасыщенный пласт; 6 — непроницаемые прослои

 

 

При повышении соотношения вязкостей нефти и воды до 2-3 в монолитных, достаточно однородных пластах характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности сходен с опи­санным выше. На рис. 106 приведен схематический про­филь южного участка залежи горизонта Д1 Бавлинского мес­торождения со сравнительно монолитным строением пласта, разрабатываемого с законтурным заводнением при . ВНК здесь перемещался довольно равномерно, приобретая слабый наклон к центру залежи. При этом достигнут высокий охват пласта заводнением - за текущим ВНК не остается существенных целиков нефти. Рассматриваемую часть водонефтяной зоны удалось разработать без сплошного разбуривания, за счет вытеснения нефти к скважинам, расположен­ным в чисто нефтяной зоне.



 

 

Рис. 106. Схематические геологические профили по горизонту Д1 Бавлинско­го месторождения ( ), представленному сравнительно монолитным и расчлененным пластами.

Условные обозначения см. на рис. 105


Вместе с тем уже при таком соотношении вязкостей неф­ти и воды, но при значительной макронеоднородности про­дуктивного пласта (наличие в нем локальных или выдержан­ных по площади непроницаемых прослоев) характер пере­мещения ВНК резко изменяется.

На северном участке залежи горизонта Д1 Бавлинского ме­сторождения (рис. 105, ■), где продуктивный пласт расчленен непроницаемыми прослоями, текущий ВНК приобретал на­клон к периферии залежи. При этом произошло более ин­тенсивное продвижение внутреннего контура по сравнению с внешним, поверхность ВНК приобрела волнообразную фор­му. В таких условиях степень охвата залежи заводнением снижается.

При более высоком соотношении вязкостей нефти и воды ( ) уже в монолитном пласте происходит наклон текуще­го ВНК в сторону внешнего контура; в связи с опережающим движением внутреннего контура по сравнению с внешним ширина водонефтяной зоны постепенно увеличивается.

На рис. 107 показано положение начального и текущего ВНК пласта С-1 Мухановского месторождения, разрабатыва­емого на естественном водонапорном режиме при . В монолитной части пласта поверхность ВНК приняла форму перевернутой чаши (рис. 107). При наличии в каких-то ча­стях залежи непроницаемых прослоев подъем ВНК замедля­ется или прекращается. Текущий ВНК в целом приобретает сложную форму (рис. 107, ■).

Рис. 107. Схематический геологический профиль по пласту С-1 Мухановского месторождения( ):


 

Наклон поверхности текущего ВНК в сторону внешнего контура нефтеносности или ее волнообразная форма указы­вают на неблагоприятные условия для охвата залежи заводне­нием, обусловливают возрастание периода обводнения сква­жин. Нефть из водонефтяных зон вытесняется плохо, поэто­му при даже при монолитном строении пласта эти зо­ны должны быть разбурены.

При соотношении вязкостей нефти и воды проис­ходит опережающее продвижение воды по более проницае­мым прослоям и наиболее крупным порам продуктивного пласта, залежь как бы пронизывается водой. Поверхность контакта воды и нефти чрезвычайно сложна. Охват залежи процессом вытеснения обычно бывает низким. Скважины характеризуются непродолжительным безводным периодом эксплуатации, даже если они расположены во внутреннем контуре нефтеносности, основную часть добычи нефти полу­чают в водный период. Скважины с высокой обводненнос­тью в этих условиях могут работать десятки лет.

Формы движения закачиваемой воды.Характер внедре­ния нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом объ­екте разработки зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтра­ционных свойств по толщине и по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды и отно­сительно однородном строении пласта по вертикали проис­ходит близкое к поршневому (фронтальное) вытеснение неф­ти водой и обеспечивается высокий охват заводнением плас­та по его толщине. В то же время сказывается влияние зо­нальной неоднородности фильтрационных свойств пласта: более интенсивно вода движется в зонах пласта с лучшими коллекторскими свойствами и медленнее - по слабопроница­емым участкам. Это обусловливает неравномерность завод­нения пласта по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды (вплоть до 30 и выше) проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств и по толщине пласта происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Причем, чем выше соотношение вязкостей нефти и воды и чем больше неоднородность фильтрационных свойств по толщине пласта, тем значительнее неравномерность вытеснения нефти. В таких случаях уже нельзя говорить о фронте вытеснения, так как границы между нефтью и водой в каждом слое зани­мают разное положение. В более проницаемых слоях вода уже может достичь добывающих скважин, а в менее прони­цаемых - еще находиться вблизи нагнетательных. В резуль­тате безводный период скважин непродолжителен и основная часть нефти добывается в водный период эксплуатации.

При внутриконтурном заводнении, особенно в случае за­лежей с обширными водонефтяными зонами, нагнетательные и добывающие скважины располагают и в пределах водонефтяных частей пласта. Если в нагнетательных скважинах перфорирована только нефтенасыщенная часть водонефтяного пласта, то процесс заводнения аналогичен описанному выше. В случае, если в нагнетательных скважинах перфорацией вскрыты и нефтяная, и водонасыщенная части пласта, в про­цессе разработки залежи происходит одновременно заводне­ние двух видов - сопровождающееся подъемом ВНК и со­провождающееся внедрением закачиваемой воды в нефтяную часть пласта (рис. 108). Преобладание того или иного вида заводнения зависит главным образом от соотношения объе­мов воды, закачанных в нефтяную и водяную части пласта.

При объединении в один объект разработки нескольких пластов характер внедрения воды зависит также от того, на­сколько различны их фильтрационные свойства.

При одинаковой проницаемости пластов, их выдержанно­сти по площади и возможно примерно равноскоростное продвижение закачиваемой воды по всем пластам. В ча­стности, такое продвижение воды наблюдалось по пластам горизонта Б8 Самотлорского месторождения в III блоке. Здесь продуктивный горизонт расчленен на два-три мощных плас­та с проницаемостью 0,5-0,8 мкм2 при . В процессе разработки вдоль рядов нагнетательных скважин во всех пла­стах сформировался непрерывный фронт закачиваемой воды, который перемещался в них с примерно одинаковой скоро­стью. В результате закачиваемая вода подходила к забоям добывающих скважин по всем пластам почти в одно и то же время.

Если в один объект разработки объединены пласты, раз­личающиеся по коллекторским свойствам, то происходит опережающее продвижение воды по наиболее проницаемому пласту и отставание заводнения и выработки менее проница­емых пластов (рис. 109).


Рис. 108. Схематический геологический профиль по горизонту Д1 Абдрахмановской площади.

Пласты: 1— нефгенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные закачиваемой водой, 4 — завод­ненные пластовой водой за счет подъема ВНК и продвижения контуров нефте­носности; скважины: 5 —добывающие, 6 — нагнета­тельные; водонефтяной контакт: 7 — начальный, 8— текущий

 

Рис. 109. Схематический геологический профиль по горизонту Д1 Миннибаевской площади.

Условные обозначения см. на рис. 108

 

При значительном различии коллекторских свойств плас­тов часто в менее проницаемые пласты в нагнетательных скважинах вода вообще не поступает и вытеснения нефти из них не происходит. Это существенно снижает охват залежи заводнением. Поэтому в один объект разработки следует объединять пласты с близкими коллекторскими свойствами.

Если отдельные пласты многопластового объекта характе­ризуются прерывистым строением или изменчивостью филь­трационных свойств по площади, то заводнение такого объ­екта отличается значительной неравномерностью, что, на­пример, имеет место на месторождениях Узень (горизонты XIII-XIV), Ромашкинское (горизонт Д1, Самотлорское (пласт Б01)и др.









Date: 2015-04-23; view: 582; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2018 year. (0.011 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию