Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 [ 87 ] 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Существует большое количество причин обводнения скважин и выявление основной из них является первостепенным вопросом. На рис. 5.11 приведена классификация причин обводнения добывающих скважин.

Анализ разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой показывает, что образование конусов воды является нередко основной или единственной причиной обводнения скважин, эксплуатирующих литологачески однородные пласты. При этом необходимо решать две важные задачи:

1. Определение рационального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта.

2. Установление предельного безводного дебита скважины и соответствующей величины забойного давления.

Практика разработки месторождений с литологически однородными коллекторами и подошвенной водой показывает, что обводнение скважин наступает достаточно быстро и в безводный период

Основные причины обводнения скважин

Поступление воды по продуктивному горюонту

§

Поступление воды вследствие нарушения крепления скважин

Затрубная циркуляция вследствие нарушения

Нарушение герметичности эксплуатационной колонны

Рис. 5.11. Классификация основных причин обводнения добывающих скважин

из пласта можно извлечь лишь незначительную часть нефти (см. главу 4).

Вне зависимости от типа поступающей в добывающую скважину воды (подошвенная, контурная или закачиваемая в нефтенасыщенную часть пласта) соотношение воды и нефти в продукции скважины таково (см. формулы главы 4):

где в,, - соответственно объемные коэффициенты воды и нефти в пластовых условиях, откуда вытекает, что обводненность нефти в процессе разработки объекта зависит только от соотношения проницаемостей водонасыщенной и нефтенасыщенной Л,, толщин пласта, самого отношения этих толщин, отношения вязкостей и объемных коэффициентов воды и нефти. Указанное справедливо для однородного пласта. Внутренние неоднородности в литологи-чески однородных пластах часто оказываются причиной изменения времени и характера обводнения скважин.

Длительные промысловые исследования в процессе разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показали скачкообразный характер обводнения добывающих скважин. При этом появление и плавное увеличение обводненности продукции на начальном этапе сменяется быстрым и резким ростом обводненности, что свидетельствует о существенном расширении путей притока воды в добывающую скважину. Такая закономерность обводнения характерна для скважин, эксплуатирующих как литологически однородные, так и неоднородные пласты. После скачкообразного резкого роста обводненности продукции в таких скважинах может наступить период ее стабилизации.

Стендовые исследования показали, что резкое ступенчатое увеличение обводненности продукции может быть обусловлено образованием каналов в заколонном пространстве вследствие нарушения контакта цементного камня с породой или стенкой обсадной колонны, а также из-за нарушения самого цементного камня. Указанные нарушения неизбежны в процессе эксплуатации скважины по причине деформационных процессов, зависящих от величины забойного давления, о чем уже говорилось. Кроме этих причин, в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне (по крайней мере) формируются каналы низкого фильтрационного сопротивления

(НФС) в процессе искусственного заводнения, особенно при высоких давлениях нагнетания воды. На процесс обводнения скважин существенным образом влияет и неоднородность по проницаемости, которая в значительном количестве случаев является определяющей. Совершенно очевидно, что в этом случае коэффициент охвата объекта процессом разработки становится низким.

На рис. 5.12 в качестве примера приведены гистограммы распределения пористости (а) и проницаемости (б) пласта ЮК,„ Талинского нефтяного месторождения. Полимодальный характер распределения проницаемости говорит о значительной неоднородности коллектора по проницаемости, с чем, в первую очередь, связан характер обводнения добывающих скважин и низкая выработка запасов. Подтверждением этому служат зависимости обводненности продукции Талинского месторождения (рис. 5.13), построенные в функции удельной накопленной добычи нефти (приходящейся на 1м эффективной толщины пласта).

Из приведенного рисунка видно, что при отборе 400-1200 т нефти на 1м эффективной толщины обводненность продукции колеблется от 70% до 90%, а при отборе от 2000 до 2400 т/м обводненность превышает 95%. Конечно, получить высокий коэффициент нефтеотдачи в этом случае маловероятно.

С целью определения скорости продвижения закачиваемой воды к добывающим скважинам Талинского месторождения были

0,14

о 4 8 12 16 20 24 О 1 10 100 1000

Пористость, % Проницаемость, мкмЮ

Рис. 5.12. Гистограммы распределения пористости (а) и проницаемости (б) пласта ЮК Талинского месторождения