Файл: Блажевич, В. А. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины.pdf

представлены сведения об изменении дебита нефти и содержании воды в продукции скв. 3325. На рисунке видно влияние регулирования закачки воды в нагне­ тательной скв. 4577 на дебит нефти и содержание воды в продукции скв. 3325. Через 1,5—2,5 мес. после проведения первых трех операций по регулированию закачки воды в скв. 4577 дебит нефти скв. 3325 на­ чинает увеличиваться, а содержание воды в ее про­ дукции снижаться. По мере того как характер за­ качки воды по мощности пласта в скв. 4577 восста­ навливается (см. рис. 35, исследования от 11 /X 1967 г.

и17/ѴІІ 1968 г.), наблюдается снижение дебита неф­ ти и увеличение содержания воды в продукции скв. 3325. Причины снижения эффекта от последующих двух операций регулирования закачки воды по мощ­ ности пласта в скв. 4577 пока можно предполагать. Наиболее вероятным из них, очевидно, является про­ движение закачиваемой воды к скв. 3325 по другим интервалам.

Скв. 4754. Каротажная характеристика скв. 4754

ирезультаты исследования ее глубинным расходоме­ ром приведены на рис. 38. На рисунке изображена

Как видно из рис. 38, работы по регулированию с за­ качкой 2 т гашеной извести привели к некоторому перераспределению закачиваемой воды по мощности пласта VI и, как следствие, к изменению дебита жидкости и нефти и содержания воды в продукции скв. 4115 и 4182 (рис. 39).

Из рис. 39 видно, что в скв. 4182 примерно через два месяца начинается увеличение дебита жидкости и нефти и снижение содержания воды. С февраля по июнь 1968 г. дебит нефти увеличился с 0,5 до 21 т/сут, а содержание воды снизилось с 80 до 15%. В' последующем дебит жидкости сохраняется на до­ стигнутом уровне, дебит же нефти начинает снижать­ ся вследствие увеличения в добываемой продукции содержания воды.

Влияние регулирования закачки воды по мощно­ сти пласта в скв. 4754 и 4115 отмечено быстрее, не­ жели в скв. 4182. Как результат этих работ, дебит нефти скв. 4115 возрос с 23 до 46 т/сут, а содержание

135

юÉ

X tr

fr* X О S ѵо

ЕСО

«=( с . <и

о си

о Ч

о ио

SЕ

Е

юо

S

g'5

Он я

воды в продукции скважины в течение трех месяцев снизилось с 20% до нуля.

Несмотря на то что эффект регулирования, анало­ гичный наблюденному в скв. 3325, 4115 и 4182, отме­ чен во многих эксплуатационных скважинах, коли-

Рис. 39. Изменение дебита жидкости и содержания воды в про­ дукции скв. 4115 и 4182.

чествениая оценка его непосредственным замером изменения указанных величии по отдельным скважи­ нам практически невозможна. Эффект регулирования закачки в одной нагнетательной скважине проявля­ ется во многих эксплуатационных скважинах, причем в разной степени и неодновременно. Кроме того, к эффекту регулирования в каждой из скважин добав­ ляется эффект изменения режима закачки воды в на­ гнетательные скважины и отбора жидкости из экс­ плуатационных скважин, работ по интенсификации и капитальному ремонту и т. д.

Эффект регулирования может быть определен рас­ четным путем по данным исследования нагнетатель­ ных скважин глубинными расходомерами [17]. Для этого используется метод расчета темпов обводнения залежи, в основу которого положена расчетная схе­ ма неоднородного пласта, построенная по функции распределения проницаемости пласта [58, 67, 69]. Для определения эффекта регулирования расчетная схема неоднородного пласта строится с помощью

137

функции распределения интервалов приемистости в нагнетательных скважинах. Построенная по данным фактических замеров, такая схема наиболее близко отражает действительные неоднородность пласта и характер его выработки по мощности.

Использование функции распределения интерва­ лов приемистости позволяет установить характер об­ воднения продукции, добываемой за счет заводнения, и его изменение вследствие регулирования закачки воды по мощности пласта. При этом предполагаются следующие условия.

1. Прорыв воды в нефтяные скважины будет про исходить прежде всего по наиболее проницаемым пропласткам, а выработка запасов нефти из мало-

138

проницаемых интервалов будет сопровождаться до­ бычей попутной воды.

2. В условиях внутриконтурного заводнения объем добываемой жидкости из нефтяных скважин в ре­ зультате заводнения равен объему воды, закачивае­ мой в нагнетательные скважины:

В табл. 24 представлены данные исследований нагнетательных скважин глубинными расходомерами РГД (шаг измерения 0,5 м), проведенных до и после, регулирования закачки по 49 обработкам. По приве-

F(q)

Рис. 40. Распределение интер­ валов приемистости в нагнета­ тельных скважинах Новохазииской площади.

1 — без регулирования; 2 — после регулирования.

денным данным построены функции (рис. 40) рас­ пределения интервалов приемистости до регулирова­

qi и выше, по интервалам с приемистостью от qi+1 до с/п будет поступать нефть. При этом средние дебиты

189

Величина т представляет собой суммарный отбор жидкости из пласта в долях от абсолютных запасов.

С помощью кривых рис. 40 и зависимостей (III. 1) — (III. 8) устанавливается характер выра­ ботки запасов нефти из пласта. На рис. 41 представ­ лены кривые изменения содержания воды в добы­ ваемой продукции /в от суммарного отбора жидкости т, построенные по данным расчета. Расчеты выполне­ ны до степени выработки запасов, определяющейся величиной т, равной двум. Дальнейшая выработка сопровождается добычей значительного количества воды, и характеризующие ее данные вряд ли пред­ ставляют практический интерес.

Для количественной оценки эффекта регулирова­ ния воспользуемся полученными данными и выраже­ нием безразмерного времени т через активные запа­ сы <3зап

где <3ж — суммарный дебит жидкости нефтяных скважин, определяемый по формуле (1.1) и равный приемистости нагнетательной скважины; t — время; Н — средняя мощность пласта, вскрытая перфора­ цией; R — радиус дренирования пласта одной неф-.

Адыт — коэффициент вытеснения; kc — коэффициент сетки скважин; N — число нефтяных скважин, ііриходящихся на одну нагнетательную скважину.

Для расчетов принимаем следующие данные.

# = 9,77 м (фактические данные по скважинам, в которых проводилось регулирование);

я # 2 = 240 000 м2 (сетка 400x600 м); т = 0,22;

£ип=0,9; /гПыт= 0,75; £с=1,0 (в соответствии с проек­

ные о фактической приемистости за три месяца до ре­ гулирования и после него по 66 операциям).

141

142