1. Изменение режимов эксплуатации скважин.
1.1. Уменьшение дебитов по жидкости в добывающих скважинах, и уменьшение приемистости в нагнетательных скважинах, для снижения темпа обводнения скважин.
1.2. Увеличение отборов по скважинам, путем снижения забойного давления.
1.3. Перевод скважин на механизированный способ эксплуатации, для увеличения отборов.
1.4. Форсированный отбор. Увеличение отбора по скважинам в несколько раз на стадии высокой обводненности добываемой продукции. При этом предполагают, что в работу будут подключены низкопроницаемые не обводненные пропластки, которые до этого не были включены в разработку.
2. Отключение высокообводненных скважин, при достижении предельной обводненности продукции (95 – 98%). Скважина отключается только после того, если мероприятия по изоляции обводнившихся интервалов не дали положительных результатов.
3. Ограничение притока воды в скважину.
3.1. Изоляция обводнившихся интервалов обводнившихся скважин (закачка вещества, которое закрывает поры).
3.2. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
3.3. Изоляция подошвенных вод.
4. Увеличение давления нагнетания, используемого для увеличения охвата залежи заводнением по толщине продуктивного пласта, за счет подключения низкопроницаемых пропластков, которые ранее не принимали воду.
5. Бурение дополнительных скважин или возврат скважин с других горизонтов. Бурение намечают для выработки дополнительных залежей, которые не охвачены разработкой.
6. Внедрение очагового заводнения, как дополнение к ранее запланированной системе воздействия на пласт.
7. Перенос фронта нагнетания ближе к зоне отбора, т. е. ближе к рядам добывающих скважин, для повышения эффекта от ППД.
8. Циклическое воздействие на пласт, и метод изменения направления фильтрационных потоков.
Все методы с 1 по 5 осуществляются в рамках проектного документа (составленного ранее), а с 6 по 7 частично но радикально меняют систему разработки.
Факторы влияющие на характер обводнения залежи.
Относительная фазовая проницаемость.
Различают абсолютную проницаемость (К) – как общее физическое свойство породы пропускать через себя жидкость или газ. Эта абсолютная проницаемость определяется при фильтрации через образец только одной какой-нибудь фазы (нефть или газ). Эти проницаемости между собой будут равны. В процессе разработки нефтяной залежи, в пласте со временем движется одновременно две фазы (Н+В) или три фазы (Н+В+Г). При этом проницаемость породы для одной какой-нибудь фазы всегда будет меньше ее абсолютной проницаемости.
Эти проницаемости будут называться фазовыми или эффективными проницаемостями, фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной. Величина фазовой проницаемости зависит не только от функциональных свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства данной фазой. S – насыщенность, она показывает какую долю объема отдельной поры занимает та или иная фаза, например, если S = 0,4, следовательно, 40% пор занято нефтью.
Относительная фазовая проницаемость К/ или Кr .
К/ - это отношение величины фазовой проницаемости к величине абсолютной проницаемости:
Это отношение определяется для определенной насыщенности той или иной фазы.
Если Sн = 1,0, это означает, что все поровое пространство занято нефтью, следовательно:
Понижение степени насыщенности порового пространства одной из фаз приводит к увеличению степени насыщенности другой фазы. Отсюда и относительная проницаемость:
обычно
относительная проницаемость определяется для насыщенности по воде (Sв).
графические зависимости относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности
называются кривыми относительных фазовых проницаемостей.
С ростом 
(при одинаковой насыщенности породы
) увидим,
что доля нефти в потоке жидкости будет падать.
Чем больше , тем хуже
О характере
выработки запасов залежи можно судить по следующим графическим зависимостям (М.
М. Иванова).
Моделирование разработки нефтяных месторождений и залежей.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.