Факторы, влияющие приемистость нагнетательных скважин

2.5 Факторы, влияющие приемистость нагнетательных скважин

2.5.1 Геологическое строение призабойной зоны пласта

На Арланском месторождении с применением под­держания пластового давления разрабатываются пласты ТТНК, представленные мелкозернистыми песчаниками с размерами зерен от 0,1 до 0,17 мм и радиусом пор, не превышающим 15 мк. Пористость песчаников в среднем составляет 20 %. Мощность песчаников по площади не всегда одинакова и колеблется от 1 до 27 м. Песчаники местами переслаиваются глинистыми и алевролитовыми пропластками. Состав горизонтов изменчив, и нередко в разрезах соседних скважин можно наблюдать отсутствие отдель­ных пропластков. На некоторых участках наблюдается полное выклинивание песчаников.

Поглотительная способность нагне­тательных скважин Арланского месторождения зависит в основном  от геологического строения призабойной зоны пласта.

Когда призабойная зона пласта представлена моно­литными песчаниками и обладает сравнительно большой мощностью, тогда нагнетательная скважина вводится под закачку без особых затруднений в результате проведения простейших мероприятий — промывки и СКО. Если же в призабойной зоне пласта имеются глини­стые прослои, то пуск скважины в эксплуатацию затруд­няется или становится вообще невозможным. Это объяс­няется, с одной стороны, тем, что при обнажении эти глинистые пропластки размываются и заиливают поверхность фильтрации пласта. С другой стороны, когда приза­бойная зона пласта представлена чередованием пропластков песчаников с глинами и аргиллитами, то песчаники обычно обладают более низкой проницаемостью.

В зависимости от геологического строения призабойной зоны — проницаемости продуктивного пласта, монолит­ности или многослойности песчаников, количества глини­стых пропластков, суммарной мощности песчаников и отдельных их прослоев — нагне­тательные скважины условно можно разделить на три группы. Каждая из этих групп скважин отли­чается специфичностью с точки зрения поведения их при освоении и эксплуатации.

I группа скважин вводится в эксплуатацию без особых затруднений с применением простейших методов освоения — дренажа призабойной зоны методом поршневания и промывок.

Призабойные зоны нагнетательных скважин I группы представлены монолитными песчаниками, мощность которых колеблется от 7 до 23 м. Средняя мощность песчани­ков для всей группы составляет 14,1 м.

II группа скважин, трудно осваиваемые, требую­щие специальных методов освоения и чаще всего целого комплекса этих методов.

К этой группе относятся такие скважины, которые трудно осваиваются и вводятся в эксплуатацию только после применения комплекса мероприятий. Они харак­теризуются наличием глинистых пропластков в пес­чаниках. Песчаники обладают пониженной проницае­мостью.

Общая мощность песчаников колеблется от 4 до 10 л« Средняя мощность наибольших песчаников составляет 6,7 м.

Нагнетательные скважины III группы еще в большей мере   отличаются многослойным строением пласта, чем  II группы,  с одновременным уменьшением  как   суммарной  мощности  песчаников,   так   и  каждого прослоя песчаника   в   отдельности.

Средняя наибольшая мощность отдельных песчаников составляет 3,8 м, т. е. почти в 2 раза меньше, чем в сква­жинах II группы.

 2.5.2 Источники и подготовка воды для закачки в пласт

Использование сточных вод в системе заводнения нефтяных месторождений имеет ряд преимуществ по сравнению с речными или подрусловыми водами.                           

1. Сточные воды нефтепромыслов, содержащие поверхностно-активные вещества обладают более повышенными нефтеотмывающими свойствами. Так, по данные лабораторных экспериментов, нефтеотдача при вытеснении нефти сточной водой нефтепромыслов, содержащие поверхностно-активные вещества, повышается примерно на 4—5%.                    

2. При закачке сточных вод нефтепромыслов, и особенно высокоминерализованных, в слабопроницаемые пласты, содержащие глины (алевролиты), проницаемость пласта сохраняется продолжительное время, так как обычно по своему солевому составу сточные воды нефтепромыслов близки к материнским пластовым, и глинистые фракции коллектора поэтому не претерпевают изменения.                                               

3. При прочих равных условиях увеличиваем давление на забое нагнетательных скважин за счет повышенного удельного веса минерализованной сточной воды.

4. Наиболее кардинально решается проблема раци­онального использования водных ресурсов и охраны водоемов от загрязнения сточными водами.

На основании проведенных исследований были уста­новлены следующие нормы содержания примесей в сточных водах нефтепромыслов для Арланского месторождения:

  а)содержание твердых механических примесей — 25 мг/л;

б) содержание нефтепродуктов — 30 — 40 мг/л.

Установление допустимых норм содержания механи­ческих примесей в сточных водах нефтепромыслов позво­лило значительно упростить существующие технологиче­ские схемы очистки сточных вод. Это в свою очередь дало возможность за 5 лет без больших капитальных затрат решить вопрос об использовании сточных вод нефтепро­мыслов в системе заводнения нефтяных месторождений.

2.5.2.1 Сточные воды нефтяных месторождений