А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Темп - зростання - обводненість
Темп зростання обводнення зберігається з 2001 р і становить майже 7% в рік. Таким чином, зниження видобутку нафти по переходить фонду свердловин пояснюється зростанням обводнення продукції, причини якого викладені вище.
Динаміка обводнення свердловин Павловського (а і Ярино-Каменноложского. Темпи зростання обводнення свердловин водонафтових зон в значній мірі визначаються інтенсивністю процесу конусообразо-вання. Останній залежить від ступеня анізотропності пласта, співвідношення вязкостей нафти і води, що створюються депресією на пласт. У більшості випадків для водонафтових зон характерна поява води в початковий період експлуатації свердловин.
Природно, на темпи зростання обводнення впливають і інші геолого-технологічні чинники, в тому числі і методи дистанційного розміщення видобувних і нагнітальних свердловин по площі об'єктів, відмінність приемистости нагнітальних свердловин і тисків закачування, динаміка темпів відбору рідини.
Приклад визначення поточного ВНК за даними електрометрії. Як видно з графіків експлуатації, темпи зростання обводнення продукції в пластах без литологического екрану значно вище темпів зростання обводнення продукції в пластах з литологическим екраном. Отже, перфорація свердловини значно вище точки з критичним опором може стати причиною зниження швидкості підйому ВНК, особливо при наявності литологических екранів, що призведе до погіршення вироблення пласта.
Отримано переконливі геолого-промислові результати: знизився темп зростання обводнення продукції, що видобувається, збільшився видобуток нафти, зменшився відбір води. На 1 т реагенту по різних дільницях впливу додатково видобуто від 110 до 420 т нафти.
Після появи води в свердловинах III і IV рядів темпи зростання обводнення були значно нижче, ніж по свердловинах I і II рядів, причому за водний період експлуатації з останніх вилучено значно менше нафти.
Залежність накопиченої видобутку. Після появленк-я води в свердловинах III і IV рядів темпи зростання обводнення були значно нижче, ніж по свердловинах I і II рядів, причому за водний період експлуатації з останніх вилучено значно менше нафти.
Зі збільшенням відстаней між свердловинами в рядах підвищується в початковій стадії темп зростання обводнення продукції, видобутої з покладу, і знижується кінцевий коефіцієнт охоплення поклади заводнением. але збільшення безводної видобутку нафти з другого ряду свердловин, за рахунок видалення його від контуру нафтоносності, обумовлює тимчасове перевищення поточного коефіцієнта охоплення поклади заводнением (для конкретної обводнення) навіть при розрідженні сітки свердловин. При більш високих неоднорідності пласта і відмінності властивостей нафти і води вплив параметрів сітки свердловин на коефіцієнт охоплення збільшується.
Аналіз показників розробки пласта Д1 показує стабілізацію видобутку нафти, зниження темпу зростання обводнення.
Аналіз даних розробки пласта Д (показує стабілізацію видобутку нафти, зниження темпу зростання обводнення і в останні роки спостерігається стабілізація і зменшення поточного водного фактора. Тут пластовий тиск в видобувних свердловинах зросла, дебіт и збільшилися вдвічі, темпи зростання обводнення не збільшилися. Загальна характеристика різних підгруп НГВУ. | Питома вага окремих підгруп НГВУ по віковим групам (у%.
в перші роки розробки родовища масове введення нових свердловин з незначною обводненностью видобутої продукції стримує темпи зростання обводнення продукції в цілому по НГВУ.
Типові графіки зміни обводнення п, після закачування композиції для скв. 13240 (113241 (213283 (3. По групі високообводненних свердловин, при вмісті води більше 60%, спостерігається істотне зниження темпу зростання обводнення продукції, що видобувається. Як видно з графіків експлуатації, темпи зростання обводнення продукції в пластах без литологического екрану значно вище темпів зростання обводнення продукції в пластах з литологическим екраном. Отже, перфорація свердловини значно вище точки з критичним опором може стати причиною зниження швидкості підйому ВНК, особливо при наявності литологических екранів, що призведе до погіршення вироблення пласта.
У поточній п'ятирічці на більшості родовищ Західного Сибіру намічено здійснити циклічне заводнення, що дозволить підвищити темпи відбору нафти з покладів, зменшити темпи зростання обводнення продукції.
Додатковий видобуток нафти в результаті закачування водних розчинів композицій НПАВ досягається за рахунок впливу двох факторів: зниження обводнення видобувається рідини в інтервалі часу t t2 (рис. 510); утримання зростання або зниження темпу зростання обводнення продукції свердловин після закачування водних розчинів композиції хімреагентів.
Високі темпи відбору нафти, що зберігаються протягом тривалого часу, сприяють, в умовах значних водоплавних зон і неоднорідності параметрів пластів, швидкому обводнення свердловин. Темпи зростання обводнення нафти по родовищах досягають 4 - 6% на рік.
В умовах Арланского родовища при водонапорном режимі неминучим і природним є обводнення видобувних свердловин і продуктивних пластів. На темп зростання обводнення продукції свердловин впливає підвищена в'язкість і прояв структурно-механічних властивостей пластових нафт.
Сферою застосування є пласти з високим ступенем вироблене, більш витримані за геологічними параметрами. Технологічний ефект спочатку проявляється у вигляді зниження темпу зростання обводнення продукції, що видобувається свердловин.
Роздільний збір безводної і обводненной нафти здійснюється на Усть-Баликскій, Трехозерном та інших родовищах, що дало можливість вирішити проблему підготовки нафти з найменшими одноразовими капітальними вкладеннями. Ефективність системи багато в чому визначається тривалістю безводного періоду розробки родовища і темпами зростання обводнення продукції, що видобувається. При цьому необхідно враховувати, що видобуток рідини з обводнених свердловин досягає максимуму на останньому етапі розробки, коли сумарний видобуток нафти значно падає. У зв'язку з цим максимальну кількість видобутої обводненной нафти і необхідна потужність установок з підготовки нафти зменшуються на 30 - 40% в порівнянні з показниками при спільному зборі нафти.
Необхідною умовою успішності ГРП є забезпеченість запасами в зоні дренування свердловини. При відборі більше 75% від потенційно видобутих запасів виникає ймовірність збільшення темпів зростання обводнення при проведенні ГРП.
За I блоку до впровадження осередкового заводнення (1972 - 1974 рр.) Нефтеотдача була одного порядку з отриманої з інших блокам, але надалі темпи її зростання стали нижче. З впровадженням осередкового заводнення значно збільшувалися темпи відбору рідини, але при цьому підвищувалися і темпи зростання обводнення і ВНФ.
У початковий період при підтримці пластового тиску після прориву води обводненность рідини в покладах високов'язкої нафти різко підвищується. Зростання нафтовіддачі в цей період значно відстає, а в пізній стадії, навпаки, превалює над темпом зростання обводнення рідини.
Гужновского [3]по суті спрямовані на вдосконалення згаданої вище методики, заснованої на плануванні видобутку рідини і прогнозі відсотка її обводнення, в динаміці якої автор виділяє три характерних періоди. Ці рекомендації навряд чи підвищать точність прогнозу обводнення, оскільки вони не містять пропозицій і методів, що пояснюють природу і причини того чи іншого темпу зростання обводнення, а без визначення цих причин важко очікувати достатньої точності прогнозу.
Технологія спрямована на підвищення коефіцієнта нафтовіддачі за рахунок збільшення охоплення впливом при заводнении, що досягається закачуванням через видобувні і нагнітальні свердловини реагенту, здатного утворювати гелі безпосередньо в пластових умовах. Утворені в пласті гелі стримують прорив закачиваемой води до вибоїв видобувних свердловин через високопроніцаемие зони, що призводить до збільшення коефіцієнта охоплення фільтрацією і відбивається на величині і темпі зростання обводнення видобутої продукції.
Технологія спрямована на підвищення коефіцієнта нафтовіддачі за рахунок збільшення охоплення пласта впливом при заводнении, що досягається закачуванням через нагнітальні свердловини реагенту, здатного утворювати гелі безпосередньо в пластових умовах. Утворені в пласті гелі стримують прорив закачиваемой води до вибоїв експлуатаційних свердловин через високопроніцаемие зони, що призводить до збільшення коефіцієнта охоплення пласта фільтрацією і відбивається у вигляді зниження величин і темпів зростання обводнення продукції, що видобувається.
Тому в продукції, видобутої з першого ряду свердловин, вода з'являється з самого початку експлуатації. Другий ряд свердловин віддалений від внутрішнього контуру нафтоносності на 2а і до певного моменту продукція з нього буде безводної. Зі збільшенням відстані між свердловинами в першому ряду підвищується темп зростання обводнення продукції в залежності від охоплення в початковій стадії і знижується кінцевий коефіцієнт охоплення заводнением, особливо в умовах неоднорідного пласта і кол і. Те ж саме відбувається при збільшенні відстані між свердловинами другого ряду і при збереженні незмінним відстані його від контуру нафтоносності.
Розподіл видобувних свердловин I (а, II (б, III (в дослідних ділянок Вятської площі за характером зміни обводнення продукції. Як показують результати численних лабораторних досліджень, при витісненні залишкової нафти з моделей пористих середовищ на пізній стадії розробки відбувається короткочасне зниження обводнення витісняється рідини. при цьому вміст води зменшується до певного значення і потім збільшується. при використанні менш ефективних нефтевитесняющіх агентів може і не спостерігатися зменшення обводнення рідини. В цьому випадку ефективність методу визначається ступенем зменшення темпу зростання обводнення продукції свердловин.
Чв малюнка видно, що обводненість деякої кількості свердловин ученьшілась-точки на координатній площині розташувалися нижче прямо, що укаеиваетя на підвищену ефективність заходу. Заслуговує на увагу і свердловини, обводнення продукції яких залишилася постійному, тобто пре - крат подальшим зростання обводнення. В результаті збільшення відбору рідини у значної кількості свердловин відбувається збільшення темпу зростання обводнення. Однак слід зазначити, що зростання темпу обводнення продукції егае означає неефективність збільшення відбору рідини. Оцінка ступеня технологічної ефект внесок заходи щодо це групі свердловин повинна прсіавод ться диференційовано.
В даний час ряд найбільших девонських родовищ (Туймазинское, Шкаповское, Серафимівська група) знаходяться в пізній стадії розробки. Накопичена видобуток нафти по девонським родовищ становить 70 - 90% від початкових видобутих запасів. Рівень видобутку нафти падає при інтенсивному обводнюванні продукції свердловин. Обводненість продукції свердловин в середньому по - родовищам досягла 70 - 80%, тобто на кожну тонну видобутої нафти припадає до 2 - 3 м3 попутної води. Темп зростання обводнення нафти по ним за останні роки склав 5 - 10% в рік. З водою експлуатується від 86 до 100% фонду діючих свердловин. Механізованим способом експлуатується близько 90% фонду свердловин.
Дінамограмми роботи ШГН в умовах відкладення НОС. Відкладення НОС в тріщинах ПЗП і перфораційних каналах призводить до зменшення дебіту свердловини. Відкладення солей відбуватиметься там, де надходять і перемішуються несумісні води. У міру відкладення солей приплив води в свердловину зменшується. У порових каналах ПЗП і перфораційних каналах, по яких фільтрується нафту, відкладення солей не відбувається. В результаті цього вміст води в продукції свердловини зменшується або сповільнюється темп зростання обводнення в часі.
Аналіз характеру зміни обводнення видобувається рідини на досвідчених об'єктах показав, що по значній частині свердловин виявляється істотне зниження обводнення видобувається рідини. Ця обставина є важливим доказом поліпшення виробленості запасів нафти за рахунок більш повного витіснення нафти з пористої середовища і збільшення охоплення пласта впливом. Встановлено залежності в характері зміни обводнення. На малообводненних свердловинах, в продукції яких вміст води не перевищує 15%, протягом усього промислового експерименту (більше 7 років) обводненість практично не змінюється і знаходиться на рівні, відповідному значенням на початок експерименту. При початковій обводнення від 15 - 20% до 60 - 70%, як правило, відбувається зниження обводнення протягом 6 - 7 років. На свердловинах з початковим вмістом води в продукції більше 70% спостерігається зниження темпу зростання обводнення протягом всього аналізованого періоду.
Динаміка обводнення свердловин Павловського (а і Ярино-Каменноложского. Темпи зростання обводнення свердловин водонафтових зон в значній мірі визначаються інтенсивністю процесу конусообразо-вання. Останній залежить від ступеня анізотропності пласта, співвідношення вязкостей нафти і води, що створюються депресією на пласт. У більшості випадків для водонафтових зон характерна поява води в початковий період експлуатації свердловин.
Природно, на темпи зростання обводнення впливають і інші геолого-технологічні чинники, в тому числі і методи дистанційного розміщення видобувних і нагнітальних свердловин по площі об'єктів, відмінність приемистости нагнітальних свердловин і тисків закачування, динаміка темпів відбору рідини.
Приклад визначення поточного ВНК за даними електрометрії. Як видно з графіків експлуатації, темпи зростання обводнення продукції в пластах без литологического екрану значно вище темпів зростання обводнення продукції в пластах з литологическим екраном. Отже, перфорація свердловини значно вище точки з критичним опором може стати причиною зниження швидкості підйому ВНК, особливо при наявності литологических екранів, що призведе до погіршення вироблення пласта.
Отримано переконливі геолого-промислові результати: знизився темп зростання обводнення продукції, що видобувається, збільшився видобуток нафти, зменшився відбір води. На 1 т реагенту по різних дільницях впливу додатково видобуто від 110 до 420 т нафти.
Після появи води в свердловинах III і IV рядів темпи зростання обводнення були значно нижче, ніж по свердловинах I і II рядів, причому за водний період експлуатації з останніх вилучено значно менше нафти.
Залежність накопиченої видобутку. Після появленк-я води в свердловинах III і IV рядів темпи зростання обводнення були значно нижче, ніж по свердловинах I і II рядів, причому за водний період експлуатації з останніх вилучено значно менше нафти.
Зі збільшенням відстаней між свердловинами в рядах підвищується в початковій стадії темп зростання обводнення продукції, видобутої з покладу, і знижується кінцевий коефіцієнт охоплення поклади заводнением. але збільшення безводної видобутку нафти з другого ряду свердловин, за рахунок видалення його від контуру нафтоносності, обумовлює тимчасове перевищення поточного коефіцієнта охоплення поклади заводнением (для конкретної обводнення) навіть при розрідженні сітки свердловин. При більш високих неоднорідності пласта і відмінності властивостей нафти і води вплив параметрів сітки свердловин на коефіцієнт охоплення збільшується.
Аналіз показників розробки пласта Д1 показує стабілізацію видобутку нафти, зниження темпу зростання обводнення.
Аналіз даних розробки пласта Д (показує стабілізацію видобутку нафти, зниження темпу зростання обводнення і в останні роки спостерігається стабілізація і зменшення поточного водного фактора. Тут пластовий тиск в видобувних свердловинах зросла, дебіт и збільшилися вдвічі, темпи зростання обводнення не збільшилися. Загальна характеристика різних підгруп НГВУ. | Питома вага окремих підгруп НГВУ по віковим групам (у%.
в перші роки розробки родовища масове введення нових свердловин з незначною обводненностью видобутої продукції стримує темпи зростання обводнення продукції в цілому по НГВУ.
Типові графіки зміни обводнення п, після закачування композиції для скв. 13240 (113241 (213283 (3. По групі високообводненних свердловин, при вмісті води більше 60%, спостерігається істотне зниження темпу зростання обводнення продукції, що видобувається. Як видно з графіків експлуатації, темпи зростання обводнення продукції в пластах без литологического екрану значно вище темпів зростання обводнення продукції в пластах з литологическим екраном. Отже, перфорація свердловини значно вище точки з критичним опором може стати причиною зниження швидкості підйому ВНК, особливо при наявності литологических екранів, що призведе до погіршення вироблення пласта.
У поточній п'ятирічці на більшості родовищ Західного Сибіру намічено здійснити циклічне заводнення, що дозволить підвищити темпи відбору нафти з покладів, зменшити темпи зростання обводнення продукції.
Додатковий видобуток нафти в результаті закачування водних розчинів композицій НПАВ досягається за рахунок впливу двох факторів: зниження обводнення видобувається рідини в інтервалі часу t t2 (рис. 510); утримання зростання або зниження темпу зростання обводнення продукції свердловин після закачування водних розчинів композиції хімреагентів.
Високі темпи відбору нафти, що зберігаються протягом тривалого часу, сприяють, в умовах значних водоплавних зон і неоднорідності параметрів пластів, швидкому обводнення свердловин. Темпи зростання обводнення нафти по родовищах досягають 4 - 6% на рік.
В умовах Арланского родовища при водонапорном режимі неминучим і природним є обводнення видобувних свердловин і продуктивних пластів. На темп зростання обводнення продукції свердловин впливає підвищена в'язкість і прояв структурно-механічних властивостей пластових нафт.
Сферою застосування є пласти з високим ступенем вироблене, більш витримані за геологічними параметрами. Технологічний ефект спочатку проявляється у вигляді зниження темпу зростання обводнення продукції, що видобувається свердловин.
Роздільний збір безводної і обводненной нафти здійснюється на Усть-Баликскій, Трехозерном та інших родовищах, що дало можливість вирішити проблему підготовки нафти з найменшими одноразовими капітальними вкладеннями. Ефективність системи багато в чому визначається тривалістю безводного періоду розробки родовища і темпами зростання обводнення продукції, що видобувається. При цьому необхідно враховувати, що видобуток рідини з обводнених свердловин досягає максимуму на останньому етапі розробки, коли сумарний видобуток нафти значно падає. У зв'язку з цим максимальну кількість видобутої обводненной нафти і необхідна потужність установок з підготовки нафти зменшуються на 30 - 40% в порівнянні з показниками при спільному зборі нафти.
Необхідною умовою успішності ГРП є забезпеченість запасами в зоні дренування свердловини. При відборі більше 75% від потенційно видобутих запасів виникає ймовірність збільшення темпів зростання обводнення при проведенні ГРП.
За I блоку до впровадження осередкового заводнення (1972 - 1974 рр.) Нефтеотдача була одного порядку з отриманої з інших блокам, але надалі темпи її зростання стали нижче. З впровадженням осередкового заводнення значно збільшувалися темпи відбору рідини, але при цьому підвищувалися і темпи зростання обводнення і ВНФ.
У початковий період при підтримці пластового тиску після прориву води обводненность рідини в покладах високов'язкої нафти різко підвищується. Зростання нафтовіддачі в цей період значно відстає, а в пізній стадії, навпаки, превалює над темпом зростання обводнення рідини.
Гужновского [3]по суті спрямовані на вдосконалення згаданої вище методики, заснованої на плануванні видобутку рідини і прогнозі відсотка її обводнення, в динаміці якої автор виділяє три характерних періоди. Ці рекомендації навряд чи підвищать точність прогнозу обводнення, оскільки вони не містять пропозицій і методів, що пояснюють природу і причини того чи іншого темпу зростання обводнення, а без визначення цих причин важко очікувати достатньої точності прогнозу.
Технологія спрямована на підвищення коефіцієнта нафтовіддачі за рахунок збільшення охоплення впливом при заводнении, що досягається закачуванням через видобувні і нагнітальні свердловини реагенту, здатного утворювати гелі безпосередньо в пластових умовах. Утворені в пласті гелі стримують прорив закачиваемой води до вибоїв видобувних свердловин через високопроніцаемие зони, що призводить до збільшення коефіцієнта охоплення фільтрацією і відбивається на величині і темпі зростання обводнення видобутої продукції.
Технологія спрямована на підвищення коефіцієнта нафтовіддачі за рахунок збільшення охоплення пласта впливом при заводнении, що досягається закачуванням через нагнітальні свердловини реагенту, здатного утворювати гелі безпосередньо в пластових умовах. Утворені в пласті гелі стримують прорив закачиваемой води до вибоїв експлуатаційних свердловин через високопроніцаемие зони, що призводить до збільшення коефіцієнта охоплення пласта фільтрацією і відбивається у вигляді зниження величин і темпів зростання обводнення продукції, що видобувається.
Тому в продукції, видобутої з першого ряду свердловин, вода з'являється з самого початку експлуатації. Другий ряд свердловин віддалений від внутрішнього контуру нафтоносності на 2а і до певного моменту продукція з нього буде безводної. Зі збільшенням відстані між свердловинами в першому ряду підвищується темп зростання обводнення продукції в залежності від охоплення в початковій стадії і знижується кінцевий коефіцієнт охоплення заводнением, особливо в умовах неоднорідного пласта і кол і. Те ж саме відбувається при збільшенні відстані між свердловинами другого ряду і при збереженні незмінним відстані його від контуру нафтоносності.
Розподіл видобувних свердловин I (а, II (б, III (в дослідних ділянок Вятської площі за характером зміни обводнення продукції. Як показують результати численних лабораторних досліджень, при витісненні залишкової нафти з моделей пористих середовищ на пізній стадії розробки відбувається короткочасне зниження обводнення витісняється рідини. при цьому вміст води зменшується до певного значення і потім збільшується. при використанні менш ефективних нефтевитесняющіх агентів може і не спостерігатися зменшення обводнення рідини. В цьому випадку ефективність методу визначається ступенем зменшення темпу зростання обводнення продукції свердловин.
Чв малюнка видно, що обводненість деякої кількості свердловин ученьшілась-точки на координатній площині розташувалися нижче прямо, що укаеиваетя на підвищену ефективність заходу. Заслуговує на увагу і свердловини, обводнення продукції яких залишилася постійному, тобто пре - крат подальшим зростання обводнення. В результаті збільшення відбору рідини у значної кількості свердловин відбувається збільшення темпу зростання обводнення. Однак слід зазначити, що зростання темпу обводнення продукції егае означає неефективність збільшення відбору рідини. Оцінка ступеня технологічної ефект внесок заходи щодо це групі свердловин повинна прсіавод ться диференційовано.
В даний час ряд найбільших девонських родовищ (Туймазинское, Шкаповское, Серафимівська група) знаходяться в пізній стадії розробки. Накопичена видобуток нафти по девонським родовищ становить 70 - 90% від початкових видобутих запасів. Рівень видобутку нафти падає при інтенсивному обводнюванні продукції свердловин. Обводненість продукції свердловин в середньому по - родовищам досягла 70 - 80%, тобто на кожну тонну видобутої нафти припадає до 2 - 3 м3 попутної води. Темп зростання обводнення нафти по ним за останні роки склав 5 - 10% в рік. З водою експлуатується від 86 до 100% фонду діючих свердловин. Механізованим способом експлуатується близько 90% фонду свердловин.
Дінамограмми роботи ШГН в умовах відкладення НОС. Відкладення НОС в тріщинах ПЗП і перфораційних каналах призводить до зменшення дебіту свердловини. Відкладення солей відбуватиметься там, де надходять і перемішуються несумісні води. У міру відкладення солей приплив води в свердловину зменшується. У порових каналах ПЗП і перфораційних каналах, по яких фільтрується нафту, відкладення солей не відбувається. В результаті цього вміст води в продукції свердловини зменшується або сповільнюється темп зростання обводнення в часі.
Аналіз характеру зміни обводнення видобувається рідини на досвідчених об'єктах показав, що по значній частині свердловин виявляється істотне зниження обводнення видобувається рідини. Ця обставина є важливим доказом поліпшення виробленості запасів нафти за рахунок більш повного витіснення нафти з пористої середовища і збільшення охоплення пласта впливом. Встановлено залежності в характері зміни обводнення. На малообводненних свердловинах, в продукції яких вміст води не перевищує 15%, протягом усього промислового експерименту (більше 7 років) обводненість практично не змінюється і знаходиться на рівні, відповідному значенням на початок експерименту. При початковій обводнення від 15 - 20% до 60 - 70%, як правило, відбувається зниження обводнення протягом 6 - 7 років. На свердловинах з початковим вмістом води в продукції більше 70% спостерігається зниження темпу зростання обводнення протягом всього аналізованого періоду.