Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений

Опреснение добываемых вод фиксируется не с начала подхода  нагнетаемой воды, а с момента  поступления в добывающие скважины их определенного количества, позволяющего выявить изменение химического состава при непостоянном фоне минерализации пластовых и нагнетаемых вод. В конечном счете это приводит к занижению значений искомых параметров.

Механизм вытеснения нефти нагнетаемой воды даже из сравнительно однородных пластов весьма сложный. Результаты промысловых экспериментов с применением индикаторов, приведенные в таблице 6, свидетельствуют о ряде макромасштабных фильтрационных особенностях заводнения залежей. Все они преимущественно связаны со спецификой строения естественных продуктивных коллекторов, которую необходимо принимать во внимание при прогнозировании процесса вытеснения нефти водой. Для резко неоднородных пластов расчеты с использованием осредненных показателей без учета особенностей объекта заводнения характеризуют фильтрационный поток лишь в общем виде и могут не отражать существенных деталей. Судя по характеру поступления индикаторов в добывающие скважины, нефтенасыщенным пластам характерна зональная слоистая неоднородность. При дренировании расположенные на различной глубине сообщающиеся друг с другом группы зон в соответствии с их фильтрационными свойствами и общим полем давления образуют пути равного сопротивления движения жидкости. Один из них, включающий большую часть объема горной породы, является главным, формирующим основной фронт вытеснения нефти водой. Остальные характеризуют динамическую неоднородность пласта, которая на ряду с другими факторами формирует особенности фильтрации жидкости и вытеснения нефти.

Зонально-слоистая неоднородность пластов приводит к тому, что нефть может не вытесняться водой единым сплошным фронтом (ни по простиранию, ни по ширине). При преобладании гидродинамических сил вытеснения над капиллярными, независимо от режима работы скважин, скорость движения жидкости в высокопроницаемых участках коллекторов всегда выше , а в слабопроницаемых ниже, чем в остальной массе продуктивного горизонта. В отдельных местах залежи возникает движение “руковообразного” характера. Части водонефтяного раздела начинают опережать друг друга, что в конечном счете приводит к его разрыву. Нефтенасыщенная толща как бы пронизывается извилистыми потоками воды разной протяженности. При таком характере вытеснения нефти поступление воды в скважины и даже их полное обводнение не означает, что залежь между нагнетательными и добывающими рядами скважин в достаточной мере выработана. Через некоторое время после начала процесса заводнения часть вытесняющего агента начинает проходить по практически промытым участкам, не совершая полезной работы, и извлекается на дневную поверхность. Возникают целики нефти и участки неактивного движения жидкости. Между “преждевременно” обводненными и нефтенасыщенными областями продуктивных отложений происходит обмен жидкости. В пределах некоторых объемов среды перед основным фронтом нагнетаемой воды образуются барьеры из водонефтяной смеси, снижающие общую эффективность процесса извлечения нефти из залежи. Причем чем более неоднороден пласт, тем в большей степени проявляются отмеченные факторы и они должны быть учтены при проектировании процесса разработки залежи /2/.

С помощью методов  меченых жидкостей получают разнообразную  достоверную геологическую информацию на всех стадиях разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Возможности этого направления  исследований далеко не исчерпаны.

Применение меченых  жидкостей во всех нефтегазодобывающих  регионах страны, особенно на площадях со сложными горно-техническими условиями, бесспорно, повысит эффективность  поисково-разведочных работ и  использования выявленных ресурсов нефти и газа.

 Таблица 6

            СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Соколовский Э.В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. –М.: Недра, 1967. -181 с.

2. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы исследования нефтегазоносных пластов. –М.: Недра, 1986. –157 с.

3. Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. –М.: Недра, 1972. - 272 с.

4. Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов: Справочник рабочего. –М.: Недра, 1989. – 271 с.: ил.

5. Пантелеев А.С., Храмов Р.А. Применение роданистого аммония в качестве трассирующего вещества для определения скорости и направление движения воды, закачиваемой в пласт. Текущая информация //Нефтепромысловое дело, 1968.-№4. – С 26-28.

6. Валеев Ш.И., Ганиев Р.Р. Промысловый опыт определения пути движения закачиваемой воды по пласту на Стахановской площади Серафимовской группы месторождений // Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. –Уфа: РИЦ АНК “Башнефть” – 1997. -424 с.

7. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Низамов Р.Х. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды //Нефтяное хозяйство, 1998. -№6.-С.24-28.

8. Геофизические методы контроля  разработки нефтяных месторождений /Ю.В.Коноплев, Г.С. Кузнецов, Е.И. Леонтьев и др.-М.: Недра, 1986.-221 с.

9. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов  Г.С. Общий курс геофизических  исследований скважин. –М.: Недра, 1977.-432 с.

10. Токарев М.А., Ахмерова Э.Р., Файзуллин М.Х. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. -61 с.