![]() |
Остаточные запасы нефти на старых месторождениях Западной СибириОсобенности строения залежей нефти на месторождениях Западной Сибири и их форсированной разработки методом площадного заводнения привели к существенному увеличению (до 95% и более) содержания воды в добываемой из недр жидкости. Считается, что при таком методе выработки запасов в продуктивных пластах образовывались как обводненные участки, так и участки с повышенной концентрацией остаточных запасов нефти - так называемые "линзы", которые обычно были приурочены к забоям аварийных скважин. |
Вместе с этим анализ каротажных диаграмм вторых стволов, пробуренных из обсадных колонн восстанавливаемых скважин на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, показал, что обводненность продуктивных пластов, практически во всех случаях, имеет место только по определенному, обычно имеющему относительно более высокую проницаемость, пропластку продуктивной толщи. Существенная же по мощности часть продуктивного пласта с относительно худшей проницаемостью пород осталась насыщенной необводненной нефтью. Этот эффект объясняется значительной анизотропностью по проницаемости продуктивной толщи пласта и наличием в нем глинизированных пропластков, которые, обычно, отделяют нефте и водонасыщенные слои продуктивной толщи пластов. | Высокий уровень обводненности добываемой из скважин жидкости объясняется обводненностьюзатрубного пространства добычных скважин в зоне фильтровой части их эксплуатационных колонн. Обводненность заколонного пространства в этой зоне скважин является следствием заколонных перетоков нагнетаемой в пласты жидкости. Цементный камень в заколонном пространстве скважины в упомянутой зоне эксплуатационной колонны имеет трещины, которые образовались при перфорации последней и способствуют образованию перетоков нагнетательной жидкости. Влияние этих перетоков на качество добываемой из скважин жидкости хорошо известно из практики нефтедобычи. |
Количественно остаточные запасы нефти на старых месторождениях Западной Сибири в первом приближении можно оценить следующим образом.
Проектный коэффициент извлечения нефти для этих месторождений, обычно, принимался равным 0.4, текущее значение коэффициента извлечения на практике достигло значения 0.3, следовательно, на этих месторождениях остаточные извлекаемые запасы составляют, примерно, 1/3 от уже добытого объема, а это миллиарды тонн нефти, которые предстоит добыть в условиях развитой инфраструктуры известных нефтяных месторождений.
|
При существующих сетке разработки и фонде эксплуатационных скважин добыча нефти традиционным методом, по упомянутым выше причинам, становится все менее рентабельной и по объективным причинам не позволит произвести извлечение остаточных запасов нефти в реальные сроки.
Возврат |