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

По рыс. 45 можно сделать следующие выводы.

1. В условиях Ново-Хазинской площади, разраба­ тывающейся с применением заводнения, добыча неф­ ти сопровождается добычей воды практически с са­ мого начала разработки даже на участках с полностью нефтенасыщепиыми пластами. Одной из

Ш 8

Рис. 44. Схема расположения скважин на очагах группы «А» (с применением метода регулирования закачки воды по мощности пласта).

149

Рис. 45. Зависимость содержания нефти в до­ бываемой продукции от относительного объема отобранной из пласта жидкости.

35Ю

Рис. 46. Схема расположе­ ния скважин на очагах группы Б (без применения метода регулирования за­ качки по мощности пласта).

Обозначении см. на рис. 41.

причин последнего является именно наличие в завод­ няемом пласте трещин, открытых при давлении на­ гнетания воды в пласт от кустовых насосных стан­ ций — 13—15 МПа для очагов группы Б и до 15,5 МПа для очагов группы А.

отклонением принятого закона распределения прони­ цаемости (III. 13) от истинного ер распределения на рассматриваемых участках залежи, а также измене­ ниями, вносимыми в это распределение открывающи­ мися трещинами.

Различаются между собой фактические зависимо­ сти /„ = F(т), построенные для разных участков зале­ жи, несмотря иа близость их расположения и общ-

151

постъ условий разработки (расстояние между нагнетательными скважинами в рядах 250—300 м, между нагнетательными и эксплуатационными и меж­ ду эксплуатационными скважинами 500—600 м). Более прогрессивное обводнение очагов группы А может быть объяснено худшей выдержанностью пла­ стов на них (см. табл. 26' и 27) и несколько большим давлением нагнетания воды в пласты на очагах этой группы.

3. Как теоретические, так и фактические зависи­ мости fH= F (т) на участках, соответствующих значе­ ниям т от 0,15—0,2 и более (в рассматриваемых пре­ делах), носят линейный характер. Лишь кривая 1. соответствующая зависимость f,, = (т) очагов группы

А, при значении т=0,21 резко меняет свой характер. В то время как по кривым 2, 3 и 4 значение /„ неиз­ менно уменьшается, по кривой 1 оно стабилизируется и в течение определенного времени остается практи­ чески на одном уровне.

К этому времени (т=0,21) разработка очагов группы А стабилизировалась. Единственным меро­ приятием, проведенным в скважинах этих очагов, яв­ ляется регулирование закачки по мощности завод­ няемых пластов в нагнетательных скважинах с по­ мощью суспензий гашеной извести. За период, соот­

т=0,222—0,278, — пять операций регулирования. Линейность в рассматриваемых интервалах зави­

симости fn= F (т) при отсутствии регулирования за­ качки позволила методом экстраполяции построить' расчетную зависимость /', =F' (т) для очагов группы

А для условий разработки их без регулирования (часть кривой 1, обозначенная пунктиром). Экстра­ поляция проведена по уклону фактической кривой 1

— F (т) зависимости содержания нефти в добываемой продукции от относительного объема отобранной из пластов жидкости, по известным извлекаемым запа­ сам нефти можно определить эффект регулирования из соотношения

152

0.352 0,352

нефти и изолированной воды; Q3an — извлекаемые запасы нефти (см. табл. 26).

Начиная с т=0,209, фактическая зависимость fn~F(x) подчиняется соотношению /и—0,853—0,4т2,

а расчетная f"H=F'(r) — = 1,087— 1,298.т.

Решением уравнения (III. 14) доказываем, что 17 операций регулирования закачки воды по мощности заводняемых пластов по шести очагам группы А за анализируемый период обеспечили дополнительную добычу нефти в количестве 56000 т (объемный коэф­ фициент 1,173 м3/т) и уменьшение добычи воды в объеме 63703 м3. В среднем эффект регулирования по очагам этой группы составляет: количество допол­ нительно добытой нефти — 3500 т, объем изолиро­ ванной воды — 3750 м3 на одну операцию.

Совершенно очевидно, что эффект регулирования на других участках даже данной Новохазинской площади будет иной. Абсолютное его значение опре­ деляется очень большим перечнем факторов (мощ­ ность, проницаемость пласта и их изменчивость, со­ отношение нефте- й водонасыщенной мощностей, расстояние между скважинами, величина давления нагнетания, степень выработки запасов и т. д.). В каждом конкретном случае эффект может быть опре­ делен по описанной методике. При этом, чем по боль­ шему числу очагов будет проведен анализ, тем ближе к действительному будет определенный эффект.

11— 1689

ПРИЛОЖЕНИЯ

Пересчетные значения для единиц измерения, использованных в книге

154

Приставки для образования кратных и дольных единиц1

______________(ГОСТ 7663-55)______________

3 При составлении книги использовались лишь рекомендованные деся­ тичные кратные и дольные единицы от единицы СИ в соответствии с реко­ мендацией ИСО P-10CC/19Ü9 [31]