Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат диссертации

на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Геолого-промысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении

Базив Василий Федорович

Специальность 25.00.17

Отрасль науки - геолого-минералогическая

Москва - 2008

Работа выполнена в Центральной Комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР Роснедра)

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук,

профессор Филиппов Виктор Павлович,

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

Доктор геолого-минералогических наук

Гавура Вилен Евдокимович,

главный редактор научно-технического

журнала "Нефтепромысловое дело";

Доктор технических наук, профессор,

Лысенко Владимир Дмитриевич,

ОАО "РИТЭК"

Ведущая организация -

ВНИИнефть им. академика А.П.Крылова

Защита состоится 07.10.2008 г. в 15.00 часов в ауд. 731 на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.212.200.08 Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

по адресу: 119991, г. Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, д. 65, ауд. 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан « » 2008 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Б.Е. Сомов

Д.212.200.08

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. За последние два десятилетия в развитии отечественной нефтедобывающей отрасли в силу создавшейся неблагоприятной экономической ситуации возникли проблемы по обеспечению проектных отборов жидкости из пласта на многих месторождениях отрасли и, в первую очередь, на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Нарушение проектных показателей по отбору жидкости из пластов ведет к нарушению систем и технологий разработки: расформировываются зоны стягивания контуров нефтеносности, образуются целики заблокированной водой нефти, падает добыча нефти, уменьшается нефтеотдача пласта. Особенно это характерно для месторождений со сложным геологическим строением.

Важно оценить, в какой мере создавшаяся ситуация в отрасли отразилась и может отразиться в будущем на использовании тех ресурсов нефти, которые числятся на государственном балансе.

Не в одинаковой мере используются возможности заводнения, которое применяется на месторождениях страны. Совершенно неодинаковы подходы проектировщиков и недропользователей к вопросам проектирования и управления заводнением: могут проектировать систему разработки на месторождении, не имея для этого необходимой гелого-промысловой информации, или эта информация крайне ограничена.

Создают иной раз (довольно часто!) модель пласта, используя важные гелого-физические параметры для построения модели не путем выполнения нужных исследований и анализа их результатов, а «по аналогии» с другими пластами.

Созданная таким образом модель, создает ложное чувство благополучия в вопросах геологии месторождения, исследования скважин и пластов, в вопросах получения информации о выработке запасов нефти каждого пласта, пропластка. Это опасно!

Это главная причина того, что, затрагивая некоторые проблемы заводнения на страницах диссертации, я показал, как создавалась информационная база для управления процессами заводнения на примере уникального Ромашкинского месторождения, на котором впервые было применено внутриконтурное заводнение.

Приведенные в диссертации примеры изучения особенностей геологического строения продуктивного плата горизонта ДI на одной из площадей Ромашкинского месторождения - Южно-Ромашкинской, свидетельствует о важности детального изучения геологического строения объекта разработки, показано, к чему следует стремиться, создавая геологическую основу для решения конкретных задач разработки.

Важно, чтобы нынешнее поколение проектировщиков сумело правильно оценить наследие недавнего прошлого и воспользоваться этим наследием.

Многие исследования на протяжении полувекового периода работы автора в нефтяной отрасли выполнялись совместно с известными исследователями, учеными и специалистами отрасли, имена которых с благодарностью упоминаются в диссертации.

Особенно автор благодарен Н.Н. Лисовскому, Р.Х. Муслимову, С.Н. Закирову, Б.Т. Баишеву, В.М. Юдину, С.К. Устимову, С.А. Мальцеву, Э.М. Халимову, Р.Н. Дияшеву, Ю.Н. Яшину, участвовавшим в совместных исследованиях и обсуждении их результатов.

На этапах творческих порывов и раздумий мобилизующими оказались чуткое отношение и поддержка автора председателем ЦКР Роснедра Н.Н. Лисовским и профессором М.М. Ивановой - бессменными организаторами важных дел ЦКР.

Автор выражает им искреннюю благодарность.

Цель работы

1. Изучить зависимость нефтеотдачи от полноты промывки продуктивных пластов при их заводнении в различных геологических условиях.

2. Определить оптимальные режимы прокачки жидкости (промывки пласта) в зависимости от геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов.

3. Оценить величину потерь нефтеотдачи в результате нарушения режимов промывки пластов.

4. Оценить роль геологических факторов, влияющих на эффективность реализуемых систем на основе опыта разработки нефтяных месторождений, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки.

Основные задачи исследований

1. На основе результатов обобщения опыта разработки нефтяных месторождений с заводнением.

1.1. Показать влияние отбора жидкости на полноту извлечения нефти в различных геологических условиях.

2. Показать значение системы геолого промыслового контроля и регулирования процессов заводнения в условиях разработки неоднородных пластов.

3. Доказать целесообразность поэтапного освоения месторождений запасов нефти в зависимости от особенностей геологического строения залежей.

Использованы фактические материалы

Затем, будучи руководителем отделов разработки и проектирования в Министерствах нефтяной промышленности, участвовал в подготовке отраслевых руководящих нормативных документов по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.

К ним относятся «Регламент по составлению проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», «Регламент проведения геолого-промыслового анализа», «Методическое руководство по гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям».

Будучи членом и экспертом ЦКР, автор непосредственно возглавлял экспертизу проектных технологических документов, поступающих на рассмотрение ЦКР. Эти документы являются важным источником информации.

Защищаемые положения

1. Установлена прямая зависимость нефтеотдачи пластов от полноты их промывки

.

отбор жидкость нефтяной заводнение

2. Снижение отборов жидкости по сравнению с проектными при разработке месторождений ведет к разбалансированию реализуемых систем, к нерегулируемым отборам запасов нефти и их разубоживанию, удорожанию и удлинению сроков разработки месторождений.

3. Важнейшими показателями эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением являются годовые темпы промывки продуктивных пластов (?), полнота промывки пластов (); и величина текущей нефтеотдачи (КИН- I) при прокачке жидкости в количестве оного объема пор (НГЗ пл.у).

4. Причинами недостижения запроектированной нефтеотдачи по многим месторождениям и объектам явилось снижение по сравнению с проектными темпов промывки пластов в основной период их разработки.

5. В условиях поэтапного освоения месторождений и объектов, представленных расчлененными и прерывистыми линзовидными коллекторами, в условиях широкого применения компьютерных технологий (моделирование процессов) внедрения мероприятий по управлению процессами заводнения необходимо осуществлять контроль, анализ и проектирование разработки не строго по пластам и объектам, выделенным на ранних этапах освоения месторождений, а выделять в их составе самостоятельные элементы разработки - блоки, участки, линзы.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Выявлена зависимость нефтеотдачи от полноты промывки пласта при его заводнении. КИН> ѓ ().

2. Выявлена и показана закономерность распределения параметров «промывки» пласта в зависимости от геолого-физических характеристик - «веерное» распределение (рис. 1).

3. Предложена методика прогнозирования технологических показателей разработки (КИН, добыча жидкости и нефти, обводненности, водо-нефтяной фактор) «Палетка прогноза КИН» (рис. 2).

4. Предложена методика сопоставительной оценки эффективности реализуемых систем разработки «Таблица рангов» (табл. 1).

5. Предложена система показателей при геолого-промысловом анализе процесса «промывки» нефтяного пласта при его заводнении.

6. Обосновано блоковое строение продуктивного горизонта ДIД0 на Ромашкинском нефтяном месторождении - аналога многих месторождений нефтяной отрасли.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности

1. На основе сопоставительного анализа и оценки эффективности реализуемых систем, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки месторождений, выявлены ряд закономерностей:

1.1. Ранее и повсеместное снижение отбора жидкости при разработке месторождений по сравнению с проектными уровнями ведет к разбалансированию реализуемых систем, к нерегулируемым отборам запасов нефти.

2 Предложена система экспертно-аналитической оценки эффективности разработки месторождений с заводнением и прогноза показателей разработки на любом этапе разработки месторождения. Практическая ценность системы заключается в возможности оценить надежность выполненных расчетов при проектировании с помощью геолого-гидродинамического моделирования.

3 Рекомендации автора по вопросам отбора жидкости широко используются Центральной Комиссией при рассмотрении проектных технологических документов на разработку месторождений.

4 Предложенная схема экспертной оценки надежности прогноза проектных решений и моделирования по уровням отбора нефти и жидкости способна существенно облегчить выполнение работы по авторскому надзору, подготовку проектных документов к утверждению.

5 При участии автора разработаны и утверждены ряд нормативных документов на разработку месторождений. Это:

- Регламент РД 153-39-007-96 по составлению проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений;

- Регламент РД 153-39-0-110-01 - Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на:

1. Всесоюзном семинаре по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. «Опыт исследования работы неоднородных пластов Ромашкинского нефтяного месторождения». Гомель, 1967 г.

2. Всероссийском совещании «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений». «Состояние, проблемы и пути их решения». Альметьевск, 1995 г.

3. «Научно-практической конференции». «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона». Лениногорск, 1998 г.

4. Расширенном заседании ЦКР. «Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений». Москва, 1999 г.

5. Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений. «Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов». Альметьевск, 2002 г.

6. Международном технологическом симпозиуме. «О научном сопровождении проектных технологических документов на разработку месторождений и новых технологий». Москва, 2004 г.

7. Международном технологическом симпозиуме. «О путях дальнейшего совершенствования проектирования разработки». Москва, 2005 г.

8. Заседании ЦКР Роснедра. «О научном сопровождении и авторском надзоре за реализацией проектных решений». Москва, 2006 г.

9. Международном технологическом симпозиуме. «Об отборе жидкости». Москва, 2007 г.

10. Научно-практической конференции «О перспективах разработки карбоновых коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти». «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Лениногорск, 2007 г.

11. XI Международной Научно-технической конференции «РОСИНГ» «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и газа». «Экспертно-аналитическая оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Москва, 2007 г.

12. Постоянно-действующем семинаре при ОАО «ВНИИнефть» им. А.П. Крылова. «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Москва, 2007 г.

13. Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений». «Об отборе жидкости». Казань, 2007 г.

Структура и объем работы

Диссертация на тему «Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении» состоит из пяти глав, введения и заключения. Представляется на защиту на 250 стр., 85 графиков и 75 таблиц.

1. Геологопромысловая оценка эффективности отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений с заводнением

Особенности процесса промывки пласта при его заводнении

Зависимость нефтеотдачи от полноты промывки пласта при разработке его с заводнением заложена в основе известного выражения КИН:

КИН = Кв. Кохв.,

где Кв. -- отношение объема вытесненной нефти к ее начальному объему в пласте при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды.

Коэффициент охвата (Кохв.) является величиной охвата пласта процессами воздействия по объему.

Эти величины изменяются во времени, поскольку фронт поступающей в пласт воды по мере продвижения по нему захватывает все новые участки пласта, пропластки, а при изменении направления фильтрационных потоков -- застойные и тупиковые зоны.

Поэтому в условиях разработки продуктивных пластов с заводнением процессы вытеснения нефти водой представляются не иначе, как промывка пласта.

Задача состоит лишь в том, чтобы на фактическом материале, с использованием данных по залежам, разрабатываемым длительное время с заводнением, количественно оценить величину прироста коэффициента нефтеизвлечения в зависимости от степени промывки пласта.

Для решения этой задачи в качестве критерия оценки технологической эффективности реализуемых на месторождении систем разработки принята величина достигаемой нефтеотдачи при одинаковой степени "промывки" объема пор, занятых нефтью:

, где

НГЗпл.у. -- начальные геологические запасы нефти в пластовых условиях;

-- накопленный отбор жидкости в пласт. ул.;

представляет собой объем прокачки (кратность промывки -- ).

Кратность промывки пласта -- , будучи величиной относительной, при сопоставлении весьма удобна, поскольку она в одинаковой мере применима при анализе, как небольших по размеру залежей, так и крупных месторождений.

Рассчитаны и построены характеристики промывки по основным месторождениям Республик Татарстан и Башкортостан, Самарской области, Западной Сибири и по отдельным месторождениям других регионов (всего 140 объектов на 65 месторождениях).

Зависимость нефтеотдачи от степени промывки пласта. КИН f ()

По мере увеличения накопленного отбора жидкости из пласта кривые зависимости нефтеотдачи от кратности промывки КИН ? f ( ) на графике отклоняются вправо от исходной теоретической прямой, проложенной между двумя точками, первая из которых -- начало координат, вторая соответствует значению КИН равному единице при отборе жидкости в количестве одного порового объема пласта. На графике такие кривые располагаются в виде "веера" (см. рис. 1).По мере увеличения накопленного отбора жидкости этот веер расширяется. Верхнее положение на графике занимают объекты, значение КИН по которым самые высокие.

Нижнее положение «веера» занимают месторождения и объекты, которые в силу сложности их геологического строения или недостаточной эффективности применяемых систем разработки характеризуются самыми низкими показателями промывки пластов.

В дальнейшем по мере увеличения накопленной прокачки жидкости все ветви «веера» стремятся занять параллельное положение друг к другу.

В редких случаях эта закономерность нарушается. Она может принять другой характер продолжения лишь в случае существенных изменений в реализуемой системе разработки месторождения. На характере кривой вытеснения сильно сказываются результаты регулирования. Те объекты разработки, на которых процессы заводнения продуктивных пластов постоянно регулируются, отличаются постоянным улучшением процессов промывки.

Годовые темпы промывки пласта. Режимы промывки

Режим промывки пласта при разработке нефтяных месторождений с заводнением характеризуется годовыми объемами прокачки жидкости в % от начальных геологических запасов в пластовых условиях - темпами промывки. Годовые темпы промывки в подавляющем большинстве реализуемых объектов в основной период разработки составляют 3…6 % от начальных геологических запасов в пластовых условиях (рис. 3).

Рис. 3. Динамика годовых темпов промывки основных месторождений

По всем объектам изучалась динамика темпов промывки. Были использованы зависимости значений КИН от полноты и от темпов промывки т. е. от и .

Экспертно-аналитическая оценка эффективности процесса промывки пласта. «Таблица рангов»

Палетка прогноза КИН

Накопленный отбор жидкости в количестве одного порового объема ( = 1,0) знаменует собой определенный рубеж в разработке месторождения. Если значения КИН на этапе промывки до 0,5 порового объема в большей мере зависит от природных факторов (активность законтурной области, проницаемость пласта, вязкость нефти в пластовых условиях и др.), то при прокачке одного порового объема они зависят как от природных факторов, так и от эффективности созданной на месторождении системы разработки (размещение и плотность сетки скважин, система воздействия, эффективность системы регулирования).

Значение коэффициента нефтеизвлечения на рубеже прокачки одного объекта пор (= 1,0) условимся обозначать КИН - 1. По этому показателю проранжированы все находящиеся в зрелых стадиях разработки и рассматриваемые в настоящей работе месторождения.

«Таблица рангов», составлена на основе сопоставительного анализа эффективности месторождений путем приведения их к «общему знаменателю» - КИН - 1.

Таблица 1 Таблица рангов

В «Таблице рангов» приведены текущие показатели по 51 объекту разработки. Объекты разработки проранжированы в диапазоне значений КИН 1 от 0,70 (Коробковское месторождение, объект БI) и до 0,25 (Туймазинское месторождение, Бобриковский горизонт).

На основе детального анализа характеристик промывки пластов по объектам, находящимся в поздней и завершающей стадии разработки, построены «Палетки прогноза КИН» «Палетки прогноза КИН» составлены на основе фактических показателей разработки объектов, находящихся в завершающей стадии разработки, отличающихся стабильностью и чистотой процесса промывки пласта на протяжении всего периода разработки.

Полученные «Палетки…» позволяют:

- на экспертном уровне по месторождениям, находящимся в разработке определять нефтеотдачу, показатели по отбору нефти, воды и жидкости на любом этапе их разработки;

- экспертно оценивать надежность предлагаемого варианта разработки, т.е. оценивать надежность выполненных расчетов показателей разработки при их проектировании с использованием моделей.

Сопоставление фактических значений КИН с результатами, полученными по «Палеткам прогноза КИН» показало достаточно высокую сходимость прогнозных и фактических показателей.

Абсолютно совпали прогнозные показатели с фактическими в 40 % случаев.

В остальных случаях фактические значения КИН ниже прогнозных, т.е. по этим месторождениям и объектам не полностью использованы потенциальные возможности.

Причинами снижения нефтеотдачи по всем объектам явилось снижение темпов промывки продуктивных пластов в основной период их разработки, а также неиспользованные возможности регулирования отборов жидкости.

Прогнозная оценка показателей разработки

Несложные преобразования зависимости позволяют определить добычу воды и жидкости в поверхностных условиях на любом этапе разработки.

,

где - коэффициент пересчета нефти в пластовые условия.

Таким образом, по отбору нефти и воды на любой период разработки определяются такие показатели, как отбор жидкости, отбор воды на одну тонну нефти (ВНФ), обводненность и др.

На основе сопоставительного анализа фактических показателей с прогнозными делается вывод:

- на этапе прокачки жидкости в количестве одного объема пор (=1,0) из пластов, разрабатываемых с заводнением, извлекается в среднем 84,5 % запасов.

- нефтеотдача на этом этапе в зависимости от геологического строения продуктивных пластов, их продуктивности, степени неоднородности, применяемой технологии разработки, колеблется в широких пределах - от 0,25 до 0,70;

- за безводный период разработки месторождений отбираются 8,8 % извлекаемых запасов; в диапазоне обводненности от 5,1…50 % отбирается 39,16 % запасов, на этапе обводненности 50,1 до 90 % отбор запасов составляет 26,4 % и на этапе обводненности 90 % и более 25,57 % запасов;

- отбор воды на одну тону нефти (ВНФ)

- в диапазоне промывки ( -1,0) составляет 2 т/т;

- в диапазоне промывки ( - 2,0) - 4,13 т/т;

- в диапазоне обводненности от 88-98 % - 12,4 т/т.

3. Влияние геологических факторов

на эффективность систем разработки

нефтяных месторождений

3.1. Нефтяные месторождения ОАО "Татнефть".

Бавлинское, ДI

По "шкале рангов" среди месторождений Российской Федерации, Бавлинское, ДI нефтяное месторождение занимает VI ступень, опережая Туймазинское, ДI; Шкаповское, ДI; Бондюжское, ДI + Д0, также западно-сибирские объекты БВ8 Аганского и Ватинского месторождений. На одной ступени таблицы рангов Бавлинское, ДI находится с такими объектами, как БВ8 Самотлорского, ДIV Шкаповского месторождений.

При прокачке - 1,317 и обводненности 90,2 % текущая нефтеотдача составляет 0,570.

Судя по характеристике промывки пласта на месторождении, реально обеспечить нефтеотдачу на уровне 0,60.

На месторождении имеются благоприятные геологические условия для обеспечения высоких показателей: высокая проницаемость пласта (0,960 мкм2) низкая вязкость нефти в пластовых условиях (1,9МПа?с) и невысокая расчлененность пласта (Кр - 1,7).

К 1957 г. запасы пласта ДI в основном были вовлечены в разработку и с 1958 г. начат эксперимент по определению рациональной плотности размещения скважин.

Были остановлены 77 добывающих скважин с добычей нефти 5000 т/с (почти половина суточной добычи нефти пласта ДI). Отбор жидкости из пласта ДI в первые пять лет (1958-1963 г.г.) оставался на уровне 1957 г.

По оценке специалистов результаты пробной эксплуатации скважин, остановленных на эксперимент, и бурение оценочных скважин не подтвердили предположение авторов эксперимента о незначительной величине потерь при разрежении сетки скважин.

Потери в нефтеотдаче из-за разрежения сетки скважин вдвое в нефтяной зоне и отказа от разбуривания водонефтяной зоны составляет 11,1…12,7 пунктов. По своему воздействию на процессы выработки запасов остановка скважин на Бавлинский эксперимент была аналогичной той массовой остановке скважин, которая имела место недавно на месторождениях отрасли.

Текущие темпы промывки на уровне 1,5 % в завершающей период разработки свидетельствует о наличие в пласте нефти, которая не была вовлечена в разработку а оставалась в тупиковых и застойных зонах.

Бондюжское ДI + Д0 месторждение

По «Шкале рангов» занимает 7 ступень (см. табл.1).

Значение КИН-1 составляет 0,51.

Бондюжское ДI + Д0, месторождение обладает благоприятными характеристиками для получения высоких показателей разработки при заводнении. Лишь расчлененность продуктивного горизонта (4,4) не позволила месторождению подняться выше "по шкале рангов".

Ромашкинское, ДI + Д0 нефтяное месторождение (рис. 5 а, б)

При прокачке через пласты горизонта ДI + Д0 одного объема пор жидкости их нефтеотдача составила 0,45. По "шкале рангов" месторождение занимает 13 ступень.

Характеристики вытеснения Ромашкинского, ДI + Д0 месторождения и его площадей расположены в виде пучка при сравнительно небольшом разбросе значений нефтеотдачи.

В верхней части пучка расположены Чишминская, Ташлиярская, Алькеевская площади, нефтеотдача которых при прокачке одного объема пор жидкости ( = 1,0) составила 0,50 и выше. Успех этих площадей связан, в первую очередь, с лучшими по сравнению с другими площадями геолого-физическими условиями разработки.

Центральные площади Ромашкинского месторождения Абдрахмановская, Минибаевская, Южно-Ромашкинская и Павловская - это высоко продуктивные площади, представленные наиболее полным разрезом продуктивного горизонта ДI + Д0, поэтому расчлененность горизонта на этих площадях самая высокая (3,5-6,0), неоднородность продуктивных коллекторов продуктивного горизонта также самая высокая. С точки зрения организации процессов вытеснения нефти водой, обеспечения высокого охвата пластов процессами воздействия эти площади являются наиболее проблемными.

Сравнительно высокая эффективность процесса выработки запасов нефти на Ромашкинском ДI + Д0 месторождении, характеризующейся достижением проектной нефтеотдачи при сравнительно невысоких объемах отбора жидкости из пласта, связана с активным регулированием процессов выработки запасов, на протяжении всего периода его разработки.



Рис. 5. Ромашкинское, ДI + Д0 нефтяное месторождение:

а - профиль; б - схема

Ново-Елховское, ДI + Д0 месторождение.

Основным продуктивным объектом является горизонт ДI Д0 - аналог Ромашкинского нефтяного месторождения. Расчлененность его составляет 4,7. Проницаемость - 0,386, вязкость нефти 4,2 мПа?с.

Подвижность нефти в пласте достаточно низкая (0,092).

По шкале рангов месторождение занимает 15 ступень (КИН-1 - 0,42). Это ниже Ромашкинского ДI Д0 месторождения.

Текущая нефтеотдача составляет 0,42 при прокачке одного объема пор.

Бавлинское, С1-2h месторождение

Геологической особенностью продуктивных пластов нижнего карбона является их значительная послойно-зональная неоднородность и повышенная вязкость нефти в пластовых условиях. Поэтому поддержание пластового давления технологической схемой разработки предусмотрено осуществлять путем сочетания избирательного и законтурного заводнения.

С 1987 г. осуществлен переход от избирательного к замкнутому блоковому заводнению.

Текущая нефтеотдача составляет 0,419 при прокачке = 1,543.

Стабилизация темпов промывки и низкая текущая обводненность свидетельствуют о том, что нефтеотдача пласта на уровне 0,48 - 0,50 является вполне реальной.

3.2. Нефтяные месторождения ОАО "Самаранефтегаз" (рис. 6).

На нефтяных месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" на высоком уровне организовано и осуществляется научное сопровождение проектных технологий, получили развитие такие технологии управления процессами заводнения, как циклическое заводнение с изменением фильтрационных потоков, блоковое разрезание залежей и др.

Самарские нефтяные месторождения по показателю КИН-1 занимают высокие места в «таблице рангов».

Мухановское, С1 + С11месторождение (I объект) (рис. 7)

Продуктивный пласт С1 характеризуется высокими коллекторскими свойствами: проницаемость пластов продуктивного горизонта составляет 1,028 мкм2; вязкость нефти в пл. условиях - 1,7 МПа?с; подвижность нефти в пласте 0,590 (!).

Залежь разбурена тремя рядами добывающих скважин, размещенных в сводовой части залежи.

Рис. 6. Зависимость КИН от по месторождениям ОАО «Самаранефтегаз»

Разработка объекта осуществлялась в условиях естественного водонапорного режима при весьма успешном контроле за выработкой запасов нефти геофизическими методами.

Текущая нефтеотдача по горизонту СI Мухановского нефтяного месторождения составляет 0,683 при высокой прокачке ( = 2,06).

Темпы промывки пласта на всех этапах разработки месторождения были высокими (4…5 %) и на завершающем этапе достигли 7% (!).

Судя по характеристикам промывки, нефтеотдача пласта СI составит не менее 0,7 при = 2,3-2,4.

Мухановское СII и СIV месторождение (II объект)

Рис. 7. Мухановское месторождение:

а - I объект; б - II объект; в - III объект;

Все четыре пласта намечалось разрабатывать единой сеткой добывающих скважин и совместную закачку воды осуществить за контур.

Обеспечить равномерную выработку запасов нефти не удалось, поэтому с 1960-1961г.г. осуществлен переход на раздельное законтурное заводнение каждого пласта.

Законтурное заводнение южных СIVа, СIVб пластов оказалось эффективным. Причиной низкой эффективности заводнения по верхним СII и СIII пластов явилось значительное удаление нагнетательных скважин от добывающих.

Решено по верхним СII и СIII пластам осуществить блоковое разрезание, которое положительно сказалось на разработке объекта. Однако обеспечить высокоэффективные процессы вытеснения нефти водой по всем пластам, участкам залежи не удалось из-за высокой литологической неоднородности пластов СII и СIII.

Таким образом, несмотря на сравнительно высокую продуктивность пластов второго объекта Мухановского нефтяного месторождения поэтапное освоение заводнения, их высокая расчлененность и низкая подвижность нефти определили не достаточно высокую эффективность системы.

В "таблице рангов" объект II Мухановского месторождения занимает 17 ступень.

Текущий КИН составил 0,443 при прокачке - 0,99 и обводненности добываемой нефти 75,7.

Мухановское ДI+ДII+ДIII+ДIV месторождение (III объект)

Пласты ДII и ДIII объединены в один объект разработки и разрабатываются совместно.

ППД осуществлялось через нагнетательные скважины пласта ДII на контуре нефтеносности. Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами составило 1,5…1,7 км. и между нагнетательными - 1 км. Система оказалась неэффективной.

Пришлось осуществить разрезание пласта ДII на 5 самостоятельных блоков, повышать давление нагнетания, создавать очаги заводнения.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения III объекта составляет 0,538 при прокачке - 0,76.

Темпы промывки не превышают 3 %(!). Снижение темпов промывки началось рано.

Дмитриевское нефтяное месторождение, объект СIII

Продуктивными коллекторами являются песчаники с проницаемостью 0,325 мкм2.

Закачка воды в приконтурную часть пласта началась в 1961 г. и оказалась весьма эффективной.

Значительную роль в процессе вытеснения нефти водой сыграл естественный напор пластовых вод с севера залежи.

Благоприятными оказались и геолого-физические характеристики залежи, как вязкость нефти в пластовых условиях - 1,5 МПа?с, подвижность нефти в пласте - 0,220 и невысокая расчлененность продуктивного горизонта - 2,9.

В основной период разработки темпы промывки достигали 5.4 % и более. Затем началось их снижение и стабилизация на уровне 3-3,5 %. На завершающем этапе разработки залежи темпы промывки стабилизировались на уровне 1,0-1,5%. При существующей системе разработки и организации регулирования нефтеотдача может составить 0,7 при прокачке жидкости 1,8-2,0 объема пор.

Дмитриевское месторождение, объект CIV

Условия разработки нефтяных пластов Дмитриевского месторождения весьма благоприятные. Высокая продуктивность пластов, низкая вязкость нефти в пластовых условиях обеспечили высокую подвижность нефти в пласте СIII - 0,220…0,370 мкм2/МПа?с и в пласте CIV - 0,260 мкм2/МПа?с.

Расчлененность продуктивных пластов сравнительно невысокая.

Все это позволило при сравнительно редких сетках (62…34 га/скв) обеспечить высокие показатели разработки КИН-1 для пласта СIII составляет 0,6 и для пласта CIV - 0,56.

Выше этого показателя достигли лишь Коробковское, Б1 (0,7) и Соколовогорское Д2-v (0,65) месторождения.

Текущее КИН - 0,597 при ? = 1,2 обводненность 87,3 % и ВНФ - 1,75, текущие темпы промывки ниже - 0,8 %. При таких показателях КИН на уровне 0,60 не предел!

Кулешовское, А3 месторождение

Проницаемость по сравнению с другими объектами Урало-Волжского региона невысокая - 0,188. Вязкость нефти в пластовых условиях - 0,82. Подвижность нефти в пласте - 0,290 (!)

Реализовано блоковое разрезание залежи и циклическое заводнение.

Текущие показатели промывки пластов ниже своих возможностей.

Значение КИН-1 - 0,56 обеспечило в таблице рангов V ступень. Годовые темпы промывки начали снижаться рано - при текущем КИН - 0,35 (!) и достигли 0,3%.

Объем прокачки достиг всего-лишь 96 % (!). Ожидаемое значение КИН при существующей системе составит 0,56…0,58.

Кулешовское, А4 месторождение

Продуктивный пласт представлен известняками органогенно обломочными, кавернозными. Проницаемость колеблется от 42 до 1089?10-3 мкм2. Пласт сначала разрабатывался без ППД. С началом заводнения (1963 г) замедлилось внедрение пластовых вод в некоторых частях залежи. Четко выраженной единой системы создать не удалось.

Положение объекта А4 в "таблице рангов"достаточно высокое - IX. КИН-1 - 0,48. При существующей системе разработки нефтеотдача окажется на 10-12% ниже возможной.

Зольненское, Б1+Б2 месторождение

Высокая проницаемость продуктивных пластов - 2,005 мкм2 и сравнительно низкая вязкость нефти в пластовых условиях - 1,7 мПа?с обеспечили рекордную величину подвижности нефти в пласте - 1,179мкм2/мПа?с.

Коэффициент расчлененности не высок - 2,1.

В "таблице рангов" месторождение занимает II ступень. Текущее значение КИН составляет 0,655 при прокачке = 1,71. Обводненность добываемой нефти 87 %. Нарушение установившегося режима промывки пласта в основной период разработки не смогло не сказаться на эффективности системы. Показатели промывки могли быть выше.

3.3. Нефтяные месторождения ОАО "Башнефть"(рис. 8).

Рис. 8. Годовые темпы промывки по основным объектам ОАО “Башнефть”

Туймазинское нефтяное месторождение, объекты ДI и ДII (рис. 9).

Пласты ДI и ДII представлены мелкозернистыми песчаниками, местами замещающимися крупно-зернистыми алевролитами.

Пласты разделены аргиллито-карбонатной толщей, часто они сливаются. Пласты ДI и ДII в свою очередь расчленяются на отдельные пачки.

Оба пласта характеризуются обширными ВНЗ, занимающими 45 и 70 % площади месторождения.

Пласты характеризуются единым ВНК.

Условия для организации высокоэффективной системы вытеснения нефтей из пластов достаточно благоприятны.

Схема развития процессов разработки была, примерно такой:

- выделены самостоятельные объекты разработки ДI и ДII;

- поддержание пластового давления путем законтурного заводнения с переходом в дальнейшем на внутриконтурное;

- плотность сетки скважин составляет по пласту ДI - 20 га/скв., по пласту ДII - 13,5 га/скв.;



Рис. 9. Туймазинское месторождение:

а -- пласт ДI; б -- пласт ДII;

- текущая (на 01.01.2006 г.) нефтеотдача составляет по пласту ДI - 0,579 при прокачке жидкости 2,05 объемов пор. Темпы промывки пласта ДI постоянно возрастали и достигли на завершающем этапе 6 % в год. Стремительное снижение темпов промывки пласта за последние 10 лет, скорее всего, связано с высокой обводненностью добываемой нефти (96-97 %). При этих объемах прокачки жидкости, какие достигнуты ( - 2,03) по пласту ДI можно было рассчитывать и на более высокую нефтеотдачу. По "шкале рангов" объект ДI занимает десятую ступень, заметно отставая от таких объектов, как Серафимовское ДI, Мухановское III объект;

- текущая нефтеотдача по пласту ДII составляет 0,493 при прокачке 1,70 объема пор, обводненность добываемой продукции составляет 94,29 %. На одну тонну нефти из пласта извлечено 3,5 т воды. Характер промывки пластов ДII примерно такой же, как и пласта ДI.

На этапе разработки, когда прокачка жидкости превысила один поровый объем пласта, ( > 1), темпы прироста КИН снижались. Это свидетельствует о недостаточной эффективности регулирования разработки.

Арланское нефтяное месторождение

В разрезе терригенной толщи нижнего карбона до 9 песчаных пластов.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ТТНК: проницаемость 0,041…3,925 мкм2; вязкость нефти в пл. усл. - 18…23 мПа?с; коэффициент расчлененности - 4.

Особенности разработки месторождения: высокая эффективность заводнения пластов с высоковязкой нефтью; применение сравнительно плотных сеток 10…12 га/скв; высокие показатели промывки; КИН-1 - 0,275 при обводненности 90 %; КИН тек. - 0,375 при тек 2,29; темпы промывки до 16 %; по "таблице рангов" - XXI ступень - это предпоследняя ступень; высокий прирост КИН за пределами - 1,0…26,6 %. Это при обводненности > 90%.

Шкаповское, ДI-ДIV

Принципиальные положения системы:

- очагово-избирательное заводнение в сочетании с законтурным и приконтурным;

- плотность сетки скважин по пласту ДI - 20 га/скв по ДIV - 30 га/скв.

Серафимовское, ДI месторождения

- проницаемость продуктивных пластов составляет 0,360 мкм2;

- коэффициент расчлененности 3,2;

- вязкость нефти - 2 мПа?с.

Показатели промывки:

- КИН-1 - 0,555, что по "таблице рангов" соответствует V ступени;

- КИН тек. - 0,582;

- - 1,36;

- темпы промывки в основной период разработки составляет 4…5 %.

Стабилизация темпов промывки с незначительными колебаниями наступила при текущей нефтеотдаче 0,25.

Раевское, ДI нефтяное месторождение

Геолого-физические характеристики пласта ДI .

- Залежь - пластово-сводовая, литологически и тектонически экранирована;

- проницаемость - 0,35 мкм2;

- коэффициент расчлененности - 1,7;

- вязкость нефти в пластовых условиях - 6,8 мПа?с.

Горизонт ДI разрабатывается с применением приконтурного и внутриконтурного заводнения (центральное разрезание). В дальнейшем система заводнения дополнена очагами заводнения.

Сетка скважин сгущена до 8-9 га/скв.

Система промывки характеризуется следующими показателями:

- КИН-1 - 0,53, что по "таблице рангов" соответствует IV ступени.

Текущие показатели промывки:

- КИН - 0,646;

- - 2,83;

- обводненность - 81% (!).

Высокие показатели промывки пласта связаны в первую очередь с особенностями геологического строения - высокими фильтрационными характеристиками и достаточно высокой плотностью сетки скважин, создавшей достаточный резерв для продолжения промывки пласта (обводненность - 81 %).

3.4. Нефтяные месторождения других регионов

Жирновское, БI месторождение

Нефтегазовая залежь тульского горизонта разбурена с плотностью сетки скважин 8,9 га/скв разрабатывается с заводнением через 12 нагнетательных скважин (по контуру).

Геолого-физические характеристики:

- проницаемость - 1,060 мкм2;

- вязкость нефти в пластовых условиях - 49 мПа?с;

- коэффициент расчлененности - 2,4.

Характеристики промывки:

- по "шкале рангов" - II ступень;

- КИН-1 - 0,6, уступая лишь Коробковскому и Соколовогорскому месторождениям.

- текущий КИН - 0,613;

- - 1,77;

- обводненность - 94,6 %;

- темпы промывки 2,5 - 4,5 - 5,4.

Коробковское, БI месторождение

Высокая проницаемость 0,465 мкм2 и низкая вязкость 0,6 обеспечили высокую подвижность нефти в пласте - 0,790 мкм2/мПа?с. Темпы промывки постоянно росли и достигли 4% на этапе достижения КИН - 0,45. В дальнейшем началось резкое снижение до 2 %.

Характеристики промывки следующие:

- КИН-1 - 0,7 (!) по "таблице рангов" - I ступень наряду с Соколовогорским месторождением.

Текущие показатели промывки:

- КИН тек. - 0,729;

- - 1,05.

Рис. 10. Ушаковское месторождение:

а - геологический профиль; б - зависимость КИН от

Ушаковское, Сm2 месторождение (рис. 10).

Залежь по всей площади подстилается водой. Коллекторами являются кварцевые песчаники проницаемостью до 2,6 мкм2. Расчлененность - 2,4; вязкость нефти 1,5 мПа?с; режим залежи - активный водонапорный.

На месторождении пробурены 84 скважины.

Характеристики промывки: КИН-1 - 0,580; по "таблице рангов" - III ступень; максимальные темпы промывки - 5 % были достигнуты при КИН 0,25. Это при обводненности 25…30 %.

Дальнейшее снижение годовых темпов промывки до 2-3 % связано с ростом обводненности.

Текущее значение КИН - 0,584 при прокачке 1,04.

Анастасиевско-Троицкое месторождение, IV гор. (рис. 12)

Особенностью геологического строения залежи является приуроченность ее к вытянутой складке длиной 28 км и шириной 3…4 км.

IV горизонт представляет собой песчано-алевролитовую пачку толщиной до 100 м, состоящую из двух частей.

Рис. 11. Анастасьевско-Троицкое, IV горизонт:

а - схема размещения скважин; б - профиль

Проницаемости основной части пласта - 1,500 мкм2 и подчиненной - 0,6 мкм2.

Коэффициент расчлененности основной части - 1,0 и подчиненной - 5.

Вязкость нефти в пластовых условиях - 2,56 мПа?с.

Залежь разбурена по плотной сетке - 9-16 га/скв, которая уплотнена в три раза (!).

Фонтанирование скважин осложнено прорывами газа из газовой шапки и пескопроявлением.

Характеристики промывки пласта:

- КИН-1 - 0,60;

- II ступень по "таблице рангов".

Месторождение разрабатывается в особом - строгом режиме.

Текущие показатели промывки:

- КИН - 0,58;

- - 0,67;

- обводненность - 70 %.

3.5. Нефтяные месторождения Западной Сибири (рис. 12).

Рис. 12. Объекты основных месторождений Западной Сибири

Рис. 13. Геологический профиль продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения



Рис. 14. Самотлорское нефтяное месторождение.

Зависимость КИН от

Объект БВ8

Разделен на четыре пласта: БВ80, БВ81, БВ82, БВ83.

На залежи БВ80 созданы блоковые трех и пятирядные системы 650Ч750 м и площадная с уплотнением до 16 га/скв.

На БВ81-2 - блоковая трехрядная и пятирядная 800Ч800 м и 650Ч750.

Фонд добывающих скважин - 1836 ед. В "таблице рангов" объект БВ8 занимает VIII ступень.

Геолого-физические условия: проницаемость - 0,537 мкм2; вязкость нефти - 1,0 мПа?с; подвижность - 0,488 мкм2/мПа?с;

Характеристика системы промывки: КИН-1 - 0,530; КИН тек. - 0,582; - 1,60; обводненность - 92,5 %.

Темпы промывки в основной период составляли 7,3 %. Текущие темпы стабилизировались на уровне ? - 4,0 %.

При = 3,00 значение КИН составит 0,65, что соответствует прогнозу при моделировании процессов.

В целом месторождение Самотлор по "таблице рангов" занимает XIX ступень.

Аганское, БВ8

Геолого-физические условия: средняя проницаемость - 0,53 мкм2; вязкость нефти в пл.у. - 1,07 мПа?с; коэффициент расчлененности - 3,2; блоковая пятирядная система; плотность сетки скважин - 35 га/скв.

В "таблице рангов" БВ8 занимает VI ступень. КИН-1 - 0,48.

При прокачке 1,6 объема порового пространства КИН составляет 0,562. Обводненность - 94,4 %.

Ватинское, БВ8

Объект делится на два - верхний и нижний.

Залежи пластово-сводового типа с НЗ, занимающие 60-80 % площади.

Проницаемость - 0,110-0,500 мкм2; расчлененность - 2,1; вязкость нефти в пл.у. - 1,04 мПа?с.

В "таблице рангов" объект БВ8 занимает X ступень. КИН-1 - 0,48.

Текущие показатели промывки пласта следующие: объем прокачки - 1,26; КИН - 0,521; обводненность - 89,2.

Федоровское, БС10

Пласт БС10 - неоднороден, делится на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка представлена монолитными песчаниками. Нижняя пачка - переслаивание глинистых и песчаных разностей.

Геолого-физическая характеристика: проницаемость - 0,443-0,571 мкм2; вязкость нефти в пл. у. - 1,4 мПа?с; расчлененность - 5…9,7.

Создана трехрядная система. Всего пробурено 810 скважин. В "таблице рангов" БС10 занимает XV ступень. КИН-1 - 0,42.

Текущие показатели промывки пласта: - 1,07; КИН - 0,426; обводненность - 94,8 %.

Сравнительно низкие показатели промывки связаны с высокой расчлененностью продуктивного горизонта.

4. геологическое СОПРОВОЖДЕНИе ПРОЦЕССОВ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА ДI НА РОМАШКИНСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Не таков продуктивный горизонт ДI на Ромашкинском нефтяном месторождении, каким его мы официально считаем.

Горизонт Д1 на Ромашкинском нефтяном месторождении -- это скопление на огромной территории одновозрастных геологических сооружений -- залежей нефти в виде отдельных пластов, различной формы продуктивных тел, полей, линз, различающихся между собой гидродинамическими характеристиками, продуктивностью, размерами и покоящихся под "крышей верхнего известняка".

Схематический геологический профиль отложений горизонта ДI Ромашкинского нефтяного месторождения, представленный на рис. 5 -- это сегодняшнее видение пашийского строения после полного разбуривания месторождения спустя 50 лет после составления Первой Генеральной схемы разработки горизонта ДI.

Характерными особенностями геологического строения основного объекта эксплуатации (ДI и Д0), оказавшими определяющее влияние на эффективность разработки, являются большая расчлененность пластов и неоднородность коллекторов, которые в 2...3 раза превышают эти показатели на других месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. К тому же значительные запасы нефти сосредоточены в слабопроницаемых пластах, водонефтяных зонах, изолированных линзах песчаников в глинистых коллекторах.

В разрезе продуктивных горизонтов ДI и Д0 на различных участках месторождения выделялись до 10 пластов.

Созданная и создаваемая система воздействия на залежь позволила ввести в активную разработку лишь наиболее продуктивную часть запасов, с оставлением на отдельных объектах (площадях) от 50 до 70 % начальных извлекаемых запасов нефти.

Но все это выяснилось потом -- по результатам детального изучения геологического строения месторождения, исследования и анализа происходящих на месторождении процессов.

По мере разбуривания площадей месторождения детализация выделения отдельных пластов по разрезу непрерывно углублялась от скважины к скважине.

Процедура расчленения продуктивного горизонта ДI на отдельные пласты была достаточно сложной. Расчлененность не всегда могла быть однозначной и спасало от крупных ошибок и просчетов на первом этапе то, что пласты продуктивного горизонта вскрывались бурением единой сеткой скважин и эксплуатировались совместно.

Естественно, о никакой одностадийности освоения месторождения и расчленения горизонта ДI на отдельные пласты, объекты до разбуривания месторождения не могло быть и речи.

Блоковое строение продуктивного горизонта ДI

на Ромашкинском месторождении.

Методика выделения блоков

Применяемая схема расчленения продуктивного горизонта ДI на ряд пластов является в некоторой степени условной, так как в ее основе заложены, главным образом, генетические признаки связи между многочисленными телами коллекторов, отдельными линзами и участками пласта. В начальной стадии разработки месторождения такая схема расчленения продуктивного горизонта вполне удовлетворяла требованиям проектирования, внедрения применяемой системы разработки.

В процессе широкого внедрения заводнения пластов и мероприятий по регулированию разработки важно, в первую очередь, учитывать гидродинамическую связь между отдельными телами коллекторов, между зонами отборов и закачки. Поэтому при расчленении продуктивного горизонта стали учитываться, кроме генетических, также и гидродинамические связи между скважинами, отдельными зонами развития коллекторов, зонами отбора и закачки.

На рис. 15 показана карта распространения коллекторов пласта "б3" Южно-Ромашкинской площади.



Рис. 15. Литологическая карта пласта "б3".

Южно-Ромашкинская площадь

В пределах пласта выделяются три участка развития коллекторов: центральный, западный и восточный.

Между собой они разделяются полосами глинистых алевролитов-неколлекторов.

На каждом участке пробурено определенное количество эксплуатационных и нагнетательных скважин, имеются свои зоны отбора и нагнетания, определены по этим участкам запасы нефти. В процессе разработки эти участки между собой не взаимодействуют, так как между ними гидродинамическая связь отсутствует.

В пределах каждого из участков в свою очередь выделяются отдельные тела песчаников, которые между собой связаны лишь узкими полосами малопродуктивных алевролитов. Каждое из выделенных тел в пределах участков также не взаимодействуют друг с другом или же эта связь настолько мала, что на период разработки ею можно пренебречь.

Выделенный участок коллекторов под номером 6 в процессе разработки не имеет никакой связи, например, с участком под номером 3. Этот же участок 6 связан с участком 5 лишь узкой полосой алевролитов в зоне нагнетания. Пятый участок со вторым связан более широкой полосой развития коллекторов. Зато они между собой разделяются линией разрезания (нагнетания).

В свою очередь участок 6 через многочисленные зоны слияния связан с пластом «б1+2» и «в». Таким образом, гидродинамическая связь участка 6 с пластом «в» для разработки важнее, чем его генетическая связь с участком 3 этого же пласта.

На участках развития зон слияния трудно установить границу между пластами. Зоны слияния пластов, как правило, встречаются на участках развития высокопродуктивных коллекторов.

Таким образом, анализ фактического материала показал, что продуктивный горизонт ДI на Южно-Ромашкинской площади состоит из многочисленных блоков-залежей, которые в процессе разработки между собой практически не взаимодействуют.

Условия разработки продуктивных пластов разные и детальный анализ состояния разработки необходимо осуществлять не строго по пластам, а выделять в его составе блоки.

Блок -- это выделенное в составе одного или нескольких продуктивных пластов сооружение, гидродинамическая связь между любыми точками которого осуществляется по телу коллектора.

Независимо от того, к какому пласту относятся тела коллекторов, при наличии зон слияния между ними они могут объединяться в один блок.

В основе методики построения карт темпов отбора (рис. 16) заложены величины удельных запасов и годовых темпов отбора по каждой скважине. Принято условно, что эксплуатационная скважина 1-го ряда дренирует площадь по ширине, равную расстоянию между скважинами в ряду, и по длине -- расстоянию между нагнетательными и первым эксплуатационным рядами. Скважина II ряда дренирует площадь по ширине, равную расстоянию между первым и вторым рядами и т. д.



Рис. 16. Карта годовых темпов отбора нефти и закачки воды по пластам горизонта Д1 (Южно-Ромашкинская площадь)

По нагнетательным скважинам определялось отношение годового объема закачки по скважине к величине удельного порового объема (mh). Полученные результаты нанесены в масштабе у каждой скважины. Кроме того, на карту нанесены контуры продвижения закачиваемой воды по каждому из пластов.

Составленные карты годовых темпов отбора не заменяют карт текущего состояния разработки. Они лишь дополняют их при детальном анализе процессов выработки запасов. Они дают наглядную картину состояния выработки запасов.

Совмещенные карты годовых темпов отбора по пластам позволяют оценивать состояние выработки запасов по разрезу продуктивного горизонта, дают представления об охвате заводнением разреза продуктивного горизонта в каждой нагнетательной скважине. Для построения карт темпов отбора и закачки нужна информация, нужны исследования скважин и пластов.

Исследование некоторых специальных вопросов

заводнения коллекторов

На Южно-Ромашкинской площади изучались многие из вопросов, касающиеся заводнения.

а) влияние закачки холодной воды на температуру пласта;

б) выработка запасов нефти на охлажденных и заводненных участках;

в) влияние повышения давления нагнетания на охват заводнением коллекторов;

г) влияние закачки горячей воды на профиль приемистости пластов.