Во-вторых, это неоднородность нефтесодержащих горных пород. Кровельная часть песчаных пластов имеет худшую пористость и проницаемость, что сдерживает отмыв нефти из прикровельной части. Ухудшенные коллекторские свойства обусловлены близостью глинистой покрышки, то есть в реальности отсутствует отчетливая граница между коллектором и глинистым разделом, а существует переходная зона, которая и определяет худшие свойства коллектора.
В-третьих, это конусообразование. Залежи нефти в пласте ДII изначально подстилаются водой, 72% общей площади является водоплавающей. Этот фактор особенно затрудняет отбор прикровельной нефти.
Имеются теоретические положения, обосновывающие образование конуса воды, направленного вдоль оси добывающей скважины к перфорационным отверстиям при эксплуатации скважин на водоплавающих залежах. Из-за малой толщины нефтесодержащей части пласта конус воды достигает перфорационных отверстий в первые дни эксплуатации (рисунок 3.6). Это подтверждается фактическими данными эксплуатации большого количества скважин девонских горизонтов, пробуренных в поздней стадии разработки. Обводненность добываемой жидкости в короткие сроки (дни или недели) достигает 94% и более, затем растет в процессе эксплуатации и скважина достигает предела рентабельности.
Конусообразование , т.е. поднятие ВНК вдоль оси скважин означает, что водонасыщенность прискважинной зоны пласта быстро возрастает.
На рисунке 3.7 приводятся экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды при вытеснении нефти из образцов песчаников пласта ДII Туймазинского месторождения, полученные в УфНИИ В.М.Березиным, В.А.Николаевым и И.А.Фахреевым.
Рост водонасыщенности прискважинной зоны ведет к резкому падению проницаемости для нефти, а значит, и быстрому обводнению продукции скважины.
3.3.2 Технология проведения мероприятия "обратный конус"
В настоящее время не существует достаточно эффективных методов извлечения остаточной прикровельной нефти. Существующий способ заключается в том, что обсадная колонна перфорируется против нефтенасыщенной части пласта и скважина вводится в эксплуатацию механизированным способом.
Предлагаемая технология имеет некоторые отличия условий применения. Метод может применяться на пластах которые еще не эксплуатировались, т. е. это скважины из бурения, после возврата на ниже или выше лежащие горизонты или после зарезки бокового ствола.
Первый этап - создание нефтеводонасыщенной зоны (рисунок 3.8).
Обсадная колонна перфорируется в интервале водонасыщенной части пласта, ниже подошвы нефтенасыщенной толщины на 3 - 4 м.
Спускается испытатель пластов трубный (ИПТ), определяется средняя депрессия на пласт, приток жидкости, пластовое давление, наличие нефти в жидкости, коэффициент продуктивности. На основе данных ИПТ подбирается установка ЭЦН.
Например, скважина 1549 Туймазинская площадь, пласт Д I.
Интервал перфорации 1688-1689 м
Средняя депрессия на пласт составляет – 110,8 атм.
Приток жидкости с пленкой нефти – 37,6 м3/сут.
Коэффициент продуктивности - 0,339 м3/сут атм.
Глубиннонасосное оборудование:
73 мм НКТ на глубину 1461м;
УЭЦНМ-5-50-1300
Затем производится форсированная откачка установкой ЭЦН с максимальной депрессией на пласт. В результате форсированного отбора из скважины пластовая вода увлекает с собой нефть, которой постепенно насыщается искусственно создаваемая нефтеводонасыщенная зона.
Доказательством намыва нефти в искусственно создаваемую нефтеводонасыщенную зону служит появление в добываемой жидкости незначительной доли нефти. Затем происходит постепенный рост доли нефти до 3-5 % от объема откачиваемой продукции. Далее процентное содержание нефти стабилизируется и больше не изменяется. Это означает, что нефтеводонасыщенная зона создана.
Второй этап - отбор прикровельной нефти (рисунок 3.9).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.