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

Используя формулы (III. 9) и (III. 10), получаем

Q3an=240000-9,77-0,22-0,9-0,75-1,0-5=1 741 014,0 м3;

x' = 422 ' 365 • t = 0,0885 t) •

1 741014

x" = - 12—36~ - 1= 0,0864 t.

1 741 014

^Пользуясь полученными зависимостями (рис. 41) x', т" и кривыми fn (т), fa (т), определяем значения /п и /в для выбранных отрезков времени, по которым

's

Рис. 41. Зависимость содержания воды в добыче от суммарного отбора жидкости.

143

Рис. 42. Изменение дебита нефти во времени.

/ — без регулирования; 2 — после регулирования.

Рис. 43. Изменение дебита нефти во времени.

/ — без регулирования; 2 — после регулирования.

Новохазинской площади улучшает показатели вы­ работки запасов. В результате регулирования полно­ та извлечения запасов увеличивается, большая их часть вырабатывается при значительно меньшем со­ держании воды. Так, в указанных условиях эффект регулирования, характеризующийся кривыми рис. 40, при суммарном отборе жидкости до значения т —2 в расчете на одну скважину обеспечивает дополни­ тельную добычу нефти в объеме 120450 м3 и изоля­

137 057,5 м3 и 160 600 м3.

Как показывают исследования, проведенные после 96 операций, эффект регулирования с помощью сус­ пензий гашеной извести в условиях разработки НовоХазинской площади сохраняется не менее 124 суток. Таким образом, для сохранения эффекта регулирова­ ния в указанных условиях закачка извести должна повторяться примерно через каждые четыре месяца.

Высокая эффективность метода и низкая стои­ мость его осуществления определяют экономическую целесообразность проведения повторных обработок в течение ряда лет. Так, например, при осуществлении

водной скважине трех операций регулирования в год

вусловиях НГДУ Южарланиефть за первый год эф­ фект на одну операцию дает следующее: 1) дополни­ тельная добыча нефти — 3851 т; 2) объем изолиро­ ванной воды — 5719 м3.

Экономический эффект при этом равен 11,96 тыс. руб. в год на одну операцию.

Результаты проведенных исследований подтвер­ ждают высокую эффективность предложенного мето­ да регулирования закачки воды по мощности завод­ няемых пластов в нагнетательных скважинах Новохазинской площади. Однако использование

указанной методики для количественной оценки эф­ фекта регулирования затруднено из-за сложного оп­ ределения степени выработки запасов нефти ко вре­ мени регулирования.

Количественная оценка эффекта регулирования путем сравнения показателей разработки (например, отдельных участков) с проведением и без проведения регулирования невозможна. Даже в пределах одной

залежи отсутствуют два одинаковых участка, имею­ щих хотя бы близкие геологическое строение и усло­ вия разработки. Исходя из этого, такую оценку дол­ жны проводить только в условиях разработки каж­ дого конкретного месторождения, залежи пли от­ дельных их частей и участков.

Ниже излагаются результаты исследований по оценке эффективности регулирования по фактическим данным разработки отдельных очагов заводнения [21]. С целью исключения влияния изменений в за­ качке воды в нагнетательные скважины и в отборе жидкости из эксплуатационных скважин, вызванных иными причинами, для оценки эффекта регулирова­ ния использовалась зависимость содержания нефти в

S — площадь распространения продуктивного пла­ ста; Н — средняя нефтенасыщенная мощность про­ дуктивного пласта в пределах площади его распрост­ ранения; m — коэффициент пористости; /г„„ — коэф­ фициент начальной нефтенасыщеннрсти; /гпыт — ко­ эффициент вытеснения; /гс — коэффициент сетки.

4826) Ново-Хазииской площади. Основными объекта­ ми разработки на указанных очагах являются про­ дуктивные пласты II и VI, эксплуатирующиеся одно­ временно. Остальные пласты (IV, V и ѴГ) имеют худшие коллекторские свойства и ограниченное рас­ пространение. По данным исследования, как правило, эти пласты выработкой не охвачены, что позволило при анализе эффективности регулирования их не рас­ сматривать. Указанный разрезающий ряд, как и вы-

146

Т а б л и ц а 26

П р и м е ч а н и е . Суммарные извлекаемые запасы нефти по шести очагам

4 754 000 м3.

бранные очаги, расположены в полностью нефтена­ сыщенной части залежи.

Выбор очагов в пределах одного ряда определен общностью геологического строения продуктивных пластов и условий их разработки. Очаги введены в

.разработку почти одновременно. Практически одно­ временно в нагнетательных скважинах этих очагов проведены и работы по регулированию закачки. Бы­ ло принято, что область воздействия нагнетаемой воды, а также и эффект регулирования ограничива­ ются первыми рядами эксплуатационных скважин. Исходя из этого, были определены величины площа­ ди каждого из пластов, средней нефтенасыщенной мощности их и извлекаемых запасов. Схема располо­ жения скважин на очагах группы А представлена на рис. 44, основные данные о них помещены в табл. 26.

На рис. 45 приведены фактические данные об из­ менении содержания нефти в добываемой па очагах продукции в зависимости от относительного объема отобранной из них жидкости fa — F(т). Здесь же при­ ведены теоретические кривые темпов обводнения, построенные для Ново-Хазинской площади исходя из условия распределения проницаемости в соответствии с функцией

Кривые построены по данным работы [68] для

соотношения вязкости нефти и воды ц о ^ — = 10 и Цо= рв

=15.

Для сравнения на рис. 46 приведены фактические

данные о характере и темпах обводнения четырех очагов (группа Б), расположенных в пределах раз­ резающего ряда между ХІ-а и ХІ-б участками Новохазииской площади и разрабатывавшихся в анализи­ руемом периоде без регулирования закачки'. В ос­ нову подбора очагов группы Б и анализа темпов их обводнения положены те же принципы, что и при анализе очагов группы А. Данные об этих очагах приведены на рис. 46 и в табл. 27.1

1 В нагнетательных скважинах очагов этой группы в раз­

(скв. 3508, 4619, 4642) оказались неэффективными из-за нару­

148