25371 (686817), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

И, наконец, невозможность промыва кернов за счет опережающего оттеснения нефти из-под долота фильтратом раствора становится очевидной из сопоставления скоростей бурения и водоотдачи глинистых растворов. Водоотдача обычно применяемых при бурении растворов составляет 5-12 см³ за 30 мин через поверхность в 75 см². Через 1 см² поверхности забоя водоотдача раствора с учетом большого перепада давления между забоем и пластом не превышает 0,2-0,3 см³. При пористости пласта 20% и коэффициенте вытеснения 0,5 скорость водоотдачи глинистого раствора в пласт будет не более 4-6 см/ч тогда как долото при бурении в продуктивном пласте проходит со скоростью не менее 5-6 м/ч. Как видно, скорость проходки долота не менее чем в 100 раз выше скорости водоотдачи раствора. Поэтому керн, выбуриваемый из пласта, никак не может быть промыт фильтратом раствора прежде, чем он войдет в керновую трубу.

Следовательно, промывка кернов фильтратом глинистого раствора происходит после его выбуривания, в стволе скважины, до выноса на поверхность. Процесс этот может осуществляться только под действием капиллярных сил, обусловливающих проникновение фильтрата раствора в керн, а нефти из керна в окружающий раствор. В зоне, где давление в скважине становится ниже давления насыщения, одновременно с капиллярной пропиткой происходят выделение газа из нефти и дополнительное вытеснение ее.

Таким образом, вода в керн внедряется только под действием капиллярных сил, а нефть из керна вытесняется вследствие совместного действия капиллярных сил и энергии расширяющегося газа. Исходя из такого процесса промывки кернов, становятся понятными и объяснимыми все отмеченные особенности нефтенасыщенности и водонасыщенности кернов в зависимости от проницаемости (рис.2).

3. Наиболее показательный и доступный для контроля процесс капиллярной пропитки водой нефтяного пласта наблюдается при простое или консервации обводненных эксплуатационных скважин.

В промысловой практике весьма распространены случаи, когда остановленные сильно обводненные скважины через некоторое время оказываются полностью заполненными нефтью. Бесспорно, что процесс этот протекает при встречном движении нефти и воды и всегда в нем преобладают капиллярные силы. Но когда в период простоя одних скважин другие скважины на залежи продолжают работать, можно предположить, что поступление нефти в простаивающие скважины происходит вследствие продолжающегося движения нефти в пласте к действующим скважинам, а не под действием капиллярных сил. Поэтому убедительными и однозначными данными, свидетельствующими о капиллярном характере замещения в скважинах воды нефтью, могут служить результаты по скважинам, когда совсем не было отбора нефти из залежи, т.е. в период консервации их.

Примеров полной временной консервации залежей в нефтепромысловой практике немного. Однако в Куйбышевской области проведены два таких опыта - на залежах пласта Б2 месторождении Яблоновый Овраг и Губинском месторождении.

Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г., когда обводненность добываемой продукции всех скважин составляла 95-97%. Консервация продолжалась в течение года. Пластовое давление в залежи за 3-4 месяца восстановилось до начального. За 6-8 месяцев все скважины оказались заполненными нефтью, давление на устьях поднялось до 5-10 ат. Когда они были введены в эксплуатацию, в первые сутки была получена безводная нефть.

Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была законсервирована в октябре 1964 г. на 1-1,5 месяца в соответствии с экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 95-99% (табл.2). Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг, во всех скважинах происходило замещение воды нефтью.

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта. Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды, когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасыщенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно проявлением капиллярных сил.

4. Еще более интересные капиллярные процессы происходят в нагнетательных скважинах. Промысловые исследования при помощи расходомера показывают определенную зависимость профиля приемистости или эффективной мощности от объема закачиваемой в скважины воды. При уменьшении его снижается "эффективная мощность и проводимость пласта" (k/h), при увеличении объема закачки, наоборот, наблюдается увеличение "эффективной мощности пласта".

Как видно из рис.3, при малом объеме закачки (600 м³/сутки) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м³/сутки приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м³/сутки, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижних. Иными словами, с увеличением депрессии на пласт произошло обращение приемистости различно проницаемых интервалов пласта. Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях (Ромашкинском, Мухановском, Покровском и др.). Исходя из законов гидродинамики (закона Дарси), объяснить это явление обращения приемистости разных слоен нельзя. В работах увеличение гидропроводности с повышением депрессии объясняется существованием в неоднороднослоистых пластах так называемого порога давления. Однако при этом остается необъяснимым обращение приемистости различных интервалов при изменениях объема закачки воды или депрессии на пласт.

Рис.3 Профиль приемистости скв. 205 пласта А3 Кулешовского месторождения при различных расходах воды. Расходомер РГД.

Эти необычные явления могут быть обусловлены и эффективно объяснены лишь проявлением капиллярных сил при закачке воды. На фронте заводнения, в данном случае на стенке скважины, вследствие образования скачка насыщенности различных фаз на границе двух сред возникает градиент капиллярного давления, направленный на выравнивание насыщенности фазами разных сред. Вследствие неоднородности пластов капиллярный градиент давления является причиной того, что при ограниченной закачке воды в скважину при невысоких гидростатических перепадах (градиентах) давления вода внедряется лишь через некоторую часть поверхности стенки скважины, а через другую часть вода не внедряется совсем или даже нефть может поступать из пласта в скважину. С увеличением объема закачки и гидростатического перепада давления капиллярный градиент давления преодолевается и вода начинает внедряться в пласт через ту часть поверхности, через которую при малом объеме закачки поступлению ее в пласт препятствовали капиллярные силы. Практически в скважине с перфорированной обсадной колонной, очевидно, в одни отверстия вода поступает, а в другие, поскольку капиллярные силы препятствуют, нет.

Данные исследования скважин пласта Б2 Губинского месторождения в период консервации в октябре-ноябре 1964г.

№скв.	До консервации																							В период консервации
	Параметры режима работы					Дебит, т/сут						обводнениепообъёму,%			забойноедавление, ат			датаостановки			Датазамера			Статуровень			водонефт.раздел			нач.столб нефти			Пластовоедавление, ат				обводненность продукции после консерваци %
	насос	Глубина, м			Мощностьпласта,м		нефти		воды		жидкости
		подвески	забоя																						Размеры в м
9	эцн160	610	745	9,4		7		215		122			96		17		1/X3/XI			13/X3/XI			170125			430481			910							97
10	эцн250	594		3		5		150		155			96				22/IX			17/X26/X7/XII			225170161			464423425			24			91,8
13	эцн250	546	961	8		8,8		212,2		221			95		48		1/X			13/X2/XI			192167			290270			26							97,2
14	эцн250	590	894	6,2		5,6		264,4		270			97,5		35		1/X			14/X12/XI			193166			310280			10							99,3
15	эцн250	575	1096	8,6		5,5		217,5		223			97		60		22/IX			16/X26/X5/XI			291192184			360284276			19			85,288,8
16	эцн160	534	1108	12,9		5,3		127,5		133			96		64		1/X			14/X10/XII			212326			245390			27			98,2
17	эцн160	620	1065	6,5		3		236		239			98,4		50		1/X			12/X27/X5/XII			182160253			226206200			9			9797
18	нгн270	530	1072	7,2		0,4		83,6		84			99,4		61		1/X			27/X15/X2/XII			170182235			214225275			5			98,297
19	нгн270	560	1104	12		0,6		59,4		60			98,9		61		1/X			17/X12/XI			201179			225203			7			98,2				99,4

Только так можно объяснить наличие нефти буквально у стенок нагнетательных скважин после прокачки огромных объемов воды и поступление сразу же нефти при самоизливе имеете с водой. Это наблюдалось также на многих месторождениях (Покровском, Кулешовском, Азнакаевской площади, Ромашкинского месторождения н др.).

Подобное явление установлено и экспериментально на линейных гидрофильных моделях пласта. При нагнетании воды был обнаружен концевой эффект на входном сечении модели пласта - вода внедрялась только через часть входного сечения, а из другой части сечения вытекала нефть во входную камеру. Затем с увеличением: закачки встречное движение нефти прекращалось, но вода по-прежнему поступала только через первоначальную обводненную часть входного сечения модели пласта.

Характеристики

Список файлов курсовой работы