Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

Растворы для заканчивания скважин должны представлять собой отфильтрованные жидкости, не содержащие твердых частиц. При необходимости используется хлоркалиевый буровой раствор, в котором не происходит образование побочных твердых продуктов в результате химических реакций.

Перфорация горизонтов АС10 и АС11 производиться с помощью перфораторов, спускаемых на кабеле. Обеспечение значительного диаметра перфорационных отверстий является наиболее важным для уменьшения гидравлических сопротивлений при воздействии на пласт, в то время как глубина проникновения не является определяющим фактором.

1, 8, 13 - НКТ; 2 - ЭЦН с ПЭД; 3 - патрубок НКТ; 4 - направляющая воронка; 5 - шток от муфты; 6, 12 - переходник; 7 - пакер; 9 - скважинная камера с глухой пробкой или регулятором; 10 - переходник; 11 - уплотненная муфта; 14 -заглушка.

Рис. 4.2. Схема компоновки добывающей скважины



1 - насосно - компрессорные трубы; 2, 5, 7, 11 - переходник; 3, 9 - патрубок; 4 - пакер;

6, 10 - скважинная камера с регулятором и глухой пробкой; 8 - разъединитель колонны;

12 - заглушка для НКТ

Рис. 4.3. Конструкция нагнетательной скважины

Гидроразрыв пласта является основным методом воздействия, обеспечивающим приемлемые показатели производительности скважин. При совместной эксплуатации продуктивных объектов АС10 и АС11 практически осуществимым является повышение продуктивности скважин в 1,5-3,5 раза. При заводнении по заданной сетке длина трещин должна ограничиваться четвертой частью расстояния между скважинами, чтобы избежать отрицательного воздействия на эффективность вытеснения нефти. Проведение гидроразрыва пласта является целесообразным как для эксплуатационных, так и для нагнетательных скважин. Для увеличения добычи в 1,5-3,5 раза необходимо образование трещин с высокой проводимостью.

4.2 Устьевое оборудование скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного простравнства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации. На месторождении применяется механизированный способ добычи пластовой жидкости: эксплуатация электроцентробежными насосами.

При эксплуатации скважин электроцентробежными насосами устье скважины оборудуется колонными головками ООУС-2-210х168х245 которые предназначены для обвязки смежных обсадных колонн, выступающих над устьем, с целью их подвески, герметизации межколонного пространства и контроля давления. Оборудование для обвязки устья скважин ООУС -2-210х168х245 изготавливается в категории исполнения УХЛ по ГОСТ 15150-69 и предназначено для работы в условиях климатических районов П2-П5 по ГОСТ 16350-80. Оборудование изготавливается на рабочее давление на 21 и 35 МПа, для двухколонной конструкции скважин. Преимуществом этого оборудования является повышенная надежность герметизации межтрубного пространства за счет регулирования величины поджатия уплотнительных элементов; компактно и не металлоемко, имеет повышенную монтажеспособность, окончательная сборка не требует подъемно транспортной техники и проведения сварочных работ; удобно при ремонте и обслуживании за счет замены уплотнительных элементов, в случае разгерметизации, без остановки без остановки работы скважины.

Фонтанные арматуры применяются марки АФК1-65х210-СУ-6, которые изготавливаются в категории исполнения УХЛ по ГОСТ 15150-69 и предназначено для работы в условиях климатических районов П2-П5 по ГОСТ 16350-89. Арматура изготавливается с прямоточными задвижками (уплотнением металл по металлу с условным проходом 65 мм и рабочим давлением 21 МПа). Тройник и крестовина изготавливаются приваркой присоединительных отводов к стволовой части. Преимуществом данной фонтанной арматуры является компактность и низкая металлоемкость; удобство при монтаже и ремонте из-за отсутствия глухих резьбовых отверстий.

Нагнетательные скважины оборудованы колонными головками ООУС-2-210х168х245 на рабочее давление 35 МПа и нагнетательной арматурой АНК1-65х21-СУ6(10). Нагнетательные арматуры предназначены для герметизации устья нагнетательных скважин, подвески колонн подъемных труб со скважинным оборудованием, а также для проведения необходимых технологических операций, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин. Арматура изготавливается в категории исполнения УХЛ по ГОСТ 15150-69 и предназначена для работы в условиях климатических районов П2-П5 по ГОСТ 16350-80.

Задвижки прямоточные (уплотнение металл по металлу с условным проходом 65 мм). Тройник и крестовина изготавливаются приваркой присоединительных отводов к стволовой части. Преимуществом арматуры является компактность и низкая металлоемкость, удобство при монтаже и ремонте из-за отсутствия глухих резьбовых отверстий под шпильки.

4.3 Глубинно - насосное оборудование скважин Приобского месторождения

Всего на месторождении пробурено 190 добывающих и 54 нагнетательных скважин. Электроцентробежными насосами (рис. 4.4) оборудованы 138 скважин. Электроцентробежные насосы используют простого (ЭЦН) и модульного исполнения (ЭЦНМ).

Всего на месторождении пробурено 190 добывающих и 54 нагнетательных скважин. Электроцентробежными насосами (рис. 4.4.) оборудованы 138 добывающих скважин. Электроцентробежные насосы используют простого (ЭЦН) и модульного исполнения (ЭЦНМ).

Состав установки электроцентробежного насоса и наземное оборудование:

Насос - погружной центробежный.

Двигатель - погружной трехфазный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым ротором.

Гидрозащита - состоит из двух сборочных единиц: протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора расположенного в нижней части двигателя. Предназначена для защиты электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объёма при работе электродвигателя

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю.

Кабель крепится к погружному агрегату и к колонне насосно-компрессорных труб металлическими поясами.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию труб и кабеля, а также отвод жидкости в выкидной трубопровод.

Комплексная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле, а также обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и его защиту при аномальных режимах.



1 -- электродвигатель; 2 -- узел гидрозащиты; 3 -- насос; 4, 7 -- плоский или круглый кабель соответственно; 5 -- спускной клапан; 6 -- хомут для крепления кабеля; 8 -- насосно - компрессорные трубы; 9 -- оборудование устья скважины; 10 -- автотрансформатор; 11 -- станция управления.

Рис. 4.4. Установка электроцентробежного насоса

4.4 Характеристика системы заводнения

Система заводнения Приобского месторождения, правобережной части состоит из одной КНС, пяти водозаборных скважин, системы высоконапорных водоводов, нагнетательных скважин.

Добыча подземной воды осуществляется из апт-сеноманоского комплекса. Водозаборные скважины оснащены погружными насосами:

Кустовая насосная станция (КНС), оснащена двумя насосными агрегатами ЦНС 180х1900, данная компоновка соответствует проектным требованиям.

По состоянию на 01.01.2005 г., согласно промысловым данным, на месторождении эксплуатируется порядка 37 км высоконапорных водоводов. Показатели обустройства системы ППД высоконапорными водоводами представлены в табл. 4.1. Принципиальная схема высоконапорных водоводов представлена на рис. 4.5.

Таблица 4.1.

Показатели обустройства системы ППД высоконапорными водоводами

Типоразмер водовода, мм	Число труб, шт.	Общая длина водоводов, м
114 х 10	18	15817
114 х 12	2	1742
168 х 16	6	8414
219 х 18	5	5346
273 х 22	4	6189
Итого	35	37508

Рис. 4.5. Принципиальная схема высоконапорных водоводов системы ППД

4.5 Объекты подготовки

Нефть, газ и вода направляются на СЛТ для подготовки и транспортировки на рынок. Это упрощает объекты обустройства, которые расположены на удаленной ЮЛТ, путем максимального использования объектов СЛТ.

На рис. 4.6. дана схематическая диаграмма всего процесса, от устья до точки доставки. Весь поток из скважины (нефть, газ и вода) направляется со скважинной площадки через сборный трубопровод на ДНС. На ДНС газ отделяться от жидкости. Газ и жидкости (сырая нефть и вода) закачиваться в существующие на СЛТ объекты подготовки для дальнейшей транспортировки через отдельные линии.

Оборудование для закачки воды находиться на первой ДНС и распределяет воду на каждую площадку через специально предназначенные для этого водопроводы высокого давления. До обработки промысловая вода смешивается с подпиточной водой. Источниками воды для закачивания на ЮЛТ служат очищенная промысловая вода и вода из скважин на сеноманские отложения, поскольку проведенные на керне анализы на чувствительность показали, что использование пресной воды приводит к уменьшению проницаемости. Поток подпиточной воды обрабатывается для удаления кислорода и двуокиси углерода. Для снижения коррозии и лучшей деаэрации добавляются химические вещества. Вода фильтруется до такой степени, чтобы она удовлетворяла условиям защиты породы от повреждения твердыми частицами. Давление подготовленной воды поднимается до давления закачки, и вода подается в систему распределения закачки.

Все трубопроводы заглублены на 2 - 2,5 м. Все они имеют пластиковое или эквивалентное покрытие. Трубопроводная система имеет электрическую изоляцию и катодную защиту. Трубопроводы на участках, подверженных затоплению, имеет внешнее цементное покрытие для борьбы с плавучестью.

На трубопроводе установлена серия клиновых задвижек, особенно в местах пересечения рек и в точках соединения, так что при необходимости небольшие сегменты можно отсечь.



Рис. 4.6. Схема сбора и предварительной подготовки продукции

Выводы

На месторождении используются параметры и принципы, которые являются основополагающими при бурении, конструкции и технологии заканчивания скважин:

Средняя глубина скважин составляет 3135 м.

Добыча ведется с применением технологии эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Предусматривается использование погружных центробежных электронасосов (ЭЦН), устанавливаемых в интервалах эксплуатации скважин.

Предусматривается использование обсадных колонн большего диаметра с целью обеспечения возможности применения более эффективного оборудования для механизированной добычи.

Гидроразрыв пласта является основным методом воздействия, обеспечивающим приемлемые показатели производительности скважин, который позволяет повысить продуктивности скважин в 1,5-3,5 раза.

Обеспечение длительного периода эксплуатации скважин при низких эксплуатационных затратах и незначительных издержках на проведение подземного ремонта скважин.

В качестве водонагнетательных используются переведенные на этот режим добывающие скважины после периода эксплуатации продолжительностью от одного года до двух лет для получения преимуществ высокодебитной добычи, характерной для вновь пробуренных скважин.

5. Специальная часть

5.1 Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти

Сущность технологии заключается в том, закачивают в нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующий агент требуемой концентрации и регистрируют его концентрации в добывающих скважинах [4, 5]. При этом:

- в каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, причем регистрируют его концентрацию в добывающих скважинах на устье (или на выходе из соответствующего пласта). После чего определяют основные параметры каждого пласта, гидродинамическую связь их друг с другом и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента;

- проводят трассерные исследования на различных заданных забойных давлениях, на основе которых определяют значения критических давлений, при которых происходит скачок увеличения трещин и устанавливают оптимальные давления нагнетания, меньше критических, обеспечивающих максимальный коэффициент охвата и/или коэффициент заводнения;

- регистрируют концентрацию индивидуального трассирующего агента, закачиваемого через нагнетательную скважину в определенный пласт, на устье взаимодействующих с ней добывающих скважин, вскрывших один и тот же соответствующий пласт, путем многократного отбора проб жидкости до и после закачки трассирующего агента, при этом определяют основные параметры пласта - наличие, ориентацию и объемы трещин, скорость фильтрации по ним, их проницаемость, объем непроизводительно нагнетаемой воды;

- закачивают через одну нагнетательную скважину, которая вскрывает одновременно несколько пластов, один или несколько трассирующих агентов при заданном устьевом давлении и/или при заданных забойных давлениях на каждом пласте;

- оснащают нагнетательную скважину компоновкой для поочередной или одновременно-раздельной закачки при этом каждый пласт оснащен своей секцией, изолирующей его от других пластов пакером и при заданном для каждого пласта забойном давлении одновременно закачивают один трассирующий агент или закачивают поочередно индивидуальные

трассирующие агенты для каждого пласта, при этом управляют процессом закачки с помощью специальных регуляторов и/или контролируют процесс с помощью специальных автономных приборов, установленных в скважинных камерах на соответствующих секциях;

- регистрируют многократно - периодически в ручном или непрерывно в автоматизированном режиме - появление и концентрацию закачанного в каждый из пластов трассирующего агента в добывающих скважинах на устье или на выходе из каждого соответствующего пласта непосредственно в соответствующей изолированной секции компоновки или путем раздельного отбора продукции из каждого изолированного пласта;

- используют систему скважин, оборудованных компоновками для одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента в несколько пластов и/или для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов из нескольких пластов, при этом на заданных режимах закачивают индивидуальный трассирующий агент в отдельный пласт, вскрытый нагнетательной скважиной, а регистрируют этот трассирующий агент на выходе из этого же пласта в добывающей скважине;

- определяют гидродинамическую связь пластов или перетоки между пластами, закачивая трассирующий агент в один из пластов нагнетательной скважины и регистрируя его появление в другом пласте добывающей скважины;

- устанавливают перед исследованиями и/или после исследований с помощью трассирующих агентов взаимодействие скважин через разрывные нарушения путем адаптации геолого-гидродинамической модели, обеспечивая согласование расчетных и фактических показателей - давления и добычи пластовых флюидов, скорости фильтрации трассирующих агентов, при этом определяют гидравлическую связь по динамике заводнения коллекторов, выявляя систему трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды, определяют застойные зоны, зоны извлекаемых, трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов углеводородов, причем в зонах, не охваченных заводнением, на основе дополнительных гидродинамических исследований определяют распространение пластовых вод любой природы или мигрирующего газа, или их перетоки между пластами;

- регистрируют трассирующие агенты в добывающих скважинах, продукция которых имеет обводненность и/или темп обводнения выше заданных значений, при этом заданное значение обводненности и/или заданное значение темпа изменения обводненности определяют по среднему значению добывающих скважин, взаимодействующих с нагнетательной скважиной.

Для каждого пласта определяют преимущественную ориентацию фильтрации пластовых флюидов или поле пластовых давлений, или соответствующие розы диаграммы для трассерных агентов на одном или нескольких режимах, после чего выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждой из его нагнетательной и добывающей скважины.

По данным, полученным в результате исследований, для каждой нагнетательной скважины выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя разнопроницаемые пласты друг от друга и выравнивая профиль приемистости.

По данным, полученным в результате исследований, для каждой добывающей скважины выбирают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя пласты с разным коэффициентом охвата друг от друга и выравнивая профиль притока, и/или переводят в категорию нагнетательных отдельные добывающие скважины.

На рис. 5.1. изображено одновременное нагнетание нескольких трассирующих агентов через несколько нагнетательных скважин, каждая из которых вскрывает по одному пласту и регистрация их в добывающих скважинах, вскрывающих более одного пласта.

1 - колонна труб нагнетательной скважины; 2 - лифт добывающей скважины; 3 - скважинная камера, 4 - пакер.

Рис. 5.1. Одновременное нагнетание нескольких трассирующих агентов

На рис. 5.2. изображена закачка нескольких видов трассеров через нагнетательную скважину, вскрывающую несколько пластов, при этом используется компоновка для одновременно раздельной закачки и каждый из пластов оснащен своей секцией изолирующих пакеров. С другой стороны производится регистрация трассирующих агентов на добывающих скважинах оборудованных компоновками для одновременно-раздельной или поочередной добычи.

На рис. 5.3. изображена гидродинамическая связь и перетоки из одного пласта в другой в скважинах, оборудованных компоновками для одновременно-раздельной или поочередной закачки и одновременно-раздельной или поочередной добычи.

На основе трассерных исследований и промысловых данных по каждой добывающей скважине строится характеристика вытеснения, по которой определяют застойные зоны, зоны извлекаемых, трудноизвлекаемых и не извлекаемых запасов углеводородов, а так же строятся модели линий тока, которые являются источниками информации о направленности и интенсивности фильтрационных потоков в пласте. Модели линий тока позволяют визуализировать структуру потоков флюидов и дают немедленный «снимок» всей структуры потока и взаимодействия скважин. Совмещение линий тока и распределений насыщенностей в процессе развивающегося заводнения позволяет по линиям тока проследить перемещение фронта вытеснения от нагнетательных к нефтяным скважинам [6].

Совмещение этих карт с построенной картой изохрон обводнения четко определяют застойные зоны, не охваченные разработкой и распространения закачиваемых вод [7].

5.2 Интерпретация трассерных исследований на объектах АС10 и АС12 южной части Приобского месторождения

5.2.1 Интерпретация результатов закачки трассера тринатрийфосфата от скважины 477Р

Опытно - промышленные работы начаты 19.08.2005 года закачкой трассера в скважину 477. Через нагнетательную скважину в пласт АС12 ввели 20 м3 раствора тринатрийфосфата с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 17,0 МПа и приёмистости 393 м3/сут. Схема закачки индикатора в пласт показана на рис. 5.4.

Результаты расчётов по определению параметров продвижения индикатора ТНФ по пласту АС12 от скважины 477Р приведены в таблице 5.1. Роза - диаграмма приведённых скоростей перемещения индикатора ТНФ от скважины 477Р представлена на рис. 5.5.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера ТНФ проводился по 6 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера ТНФ на участке со скважиной 477Р (см. табл. 5.1.) показывает, что из исследуемых 6 скважин в 6 из них обнаружены поступления трассера в течение 84,4 - 734,5 часов с момента его закачки. Расстояния от скважины 477Р до этих скважин колеблются от 411 до 1667 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 0,62 - 4,4 м/час. Приведённые скорости находятся в интервале 0,04 - 0,25 м/час/МПа. Пробы жидкости в большинстве случаев представляют собой эмульсии.

Вышеуказанные факторы свидетельствуют о наличии в пласте разветвлённой сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления - НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Объём каналов НФС в пласте от скважины 477Р составляет 7981,65 м3. Распределение объёмов каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам находится в диапазоне 127 - 1393 м3 и показано на рис. 5.6. Проницаемость по воде каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам колеблется в интервале 9,9 - 136 мкм2. Распределение фазовой проницаемости по воде приведено на рис. 5.7. Масса выхода индикатора в добывающих скважинах составила 6,6 кг (рис. 5.8).

Рис. 5.4. Схема закачки индикаторов РА и ТНФ в пласты

Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера ТНФ от одного до семи).

Этот факт свидетельствует, что трассирующий агент продвигается не по одному, а по нескольким каналам НФС, которые отличаются протяженностью, объемом и проницаемостью. Индикаторные исследования, проведённые в районе скважины 477Р показывают преимущественное распределение направлений продвижения трассирующего агента в двух направлениях: в северо - восточном направлении и юго - восточном.



Рис. 5.5. Розы диаграммы скоростей прохождения трассеров по пластам

Рис. 5.6. Распределение объемов каналов НФС пласта АС12 от скважины 477Р



Рис. 5.7. Распределение фазовой проницаемости пласта АС12 от скважины 477Р

Рис. 5.8. Распределение массы выхода индикатора ТНФ от скважины 477Р

5.2.2 Интерпретация результатов закачки трассера роданистого аммония от скважины 12277

Опытно - промышленные работы начаты 19.08.2005 года закачкой трассера в скважину 12277. Через нагнетательную скважину в пласт АС10 ввели 20 м3 раствора роданистого аммония с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 75,1 МПа и приёмистости 180 м3/сут. Схема закачки индикатора в пласт показана на рис. 5.4.

Результаты расчётов по определению параметров продвижения индикатора РА по пласту АС10 от скважины 12277 приведены в таблице 5.2. Роза - диаграмма приведённых скоростей перемещения индикатора РА от скважины 12277 представлена на рис. 5.5.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера РА проводился по 6 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера РА на участке со скважиной 12277 (см табл. 5.2.) показывает, что из исследуемых 6 скважин в 6 из них обнаружены поступления трассера в течение 49,1 - 669 часов с момента его закачки. Расстояния от скважины 12277 до этих скважин колеблются от 347 до 1473 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 0,6 - 10,6 метров в час. Приведённые скорости находятся в интервале 0,07 - 0,8 м/час/МПа. Вышеуказанные факторы свидетельствуют о наличии в пласте разветвлённой сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления - НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Объём каналов НФС в пласте от скважины 12277 составляет 2478 м3. Распределение объёмов каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам находится в диапазоне 99 - 476 м3 и показано на рис. 5.9. Проницаемость по воде каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам колеблется в интервале 13 - 230 мкм2. Распределение фазовой проницаемости по воде приведено на рис. 5.10. Масса выхода индикатора в добывающих скважинах составила 1,9 кг (рис. 5.11).

Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера РА от одного до семи).

Этот факт свидетельствует, что трассирующий агент продвигается не по одному, а по нескольким каналам НФС, которые отличаются протяженностью, объемом и проницаемостью. Индикаторные исследования, проведённые в районе скважины 12277 показывают преимущественное распределение направлений продвижения трассирующего агента в трех направлениях: северо - восточном, юго - восточном и юго - западном.

Рис. 5.9. Распределение объемов каналов НФС пласта АС10 от скважины 12277

Рис. 5.10. Распределение фазовой проницаемости пласта АС10 от скважины 12277

Рис. 5.11. Распределение массы выхода индикатора РА по пласту АС10 от скважины 12277

5.2.3 Интерпретация результатов закачки трассера флуоресцеина натрия от скважины 15994

Опытно - промышленные работы начаты 20.08.2005 года закачкой трассера в скважину 15994. Через нагнетательную скважину в пласт АС10 ввели 20 м3 раствора флуоресцеина натрия с концентрацией 1,5 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 15 МПа и приёмистости 140 м3/сут. Схема закачки индикаторов в скважину 15994 показана на рис. 5.12.

Результаты расчётов по определению параметров продвижения индикатора ФН по пласту АС10 от скважины 15994 приведены в таблице 5.3. Роза - диаграмма приведённых скоростей перемещения индикатора ЭО от скважины 15994 представлена на рис. 5.5.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера ФН проводился по 10 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера ФН на участке со скважиной 15994 (таблица 5.3) показывает, что из исследуемых 10 скважин в 8 из них обнаружены поступления трассера в течение 20 - 608,2 часа с момента его закачки. Расстояния от скважины 15994 до этих скважин колеблются от 477 до 1083 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 0,9 - 36,8 м/час.

Рис. 5.12. Схема закачки индикаторов ФН и ЭО в скважину 15994

Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной индикатором ФН, значительно превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе. Приведённые скорости также на три - пять порядков превалируют над характерными значениями и находятся в интервале 0,22 - 3,46 м/час/МПа.

Вышеуказанные факторы свидетельствуют о наличии в пласте разветвлённой сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления - НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Объём каналов НФС в пласте АС10 от скважины 15994 составляет 1407 м3. Распределение объёмов каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам находится в диапазоне 21 - 146 м3 и показано на рис. 5.13. Проницаемость по воде каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам на 3 - 5 порядков выше среднепластового значения и колеблется в интервале 131,7 - 1094 мкм2. Распределение фазовой проницаемости по воде приведено на рис. 5.14. Распределение массы выхода индикатора флуоесцеина натрия показано на рис. 5.15.

Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера ФН от одного до восьми).

Индикаторные исследования, проведённые в районе скважины 15994, по пласту АС10 показывают преимущественное распределение направлений продвижения трассирующего агента в трех направлениях: северно - западном, северо - восточном и юго - восточном.



Рис. 5.13 - Распределение объемов каналов НФС пласта АС10 от скважины 15994

Рис. 5.14 - Распределение фазовой проницаемости пласта АС10 от скважины 15994

Рис. 5.15. Распределение массы выхода индикатора ФН от скважины 15994

5.2.4 Интерпретация результатов закачки трассера эозина от скважины 15994

Опытно - промышленные работы начаты 20.08.2005 года закачкой трассера в скважину 15994. Через нагнетательную скважину в пласт АС12 ввели 20 м3 раствора эозина с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 17,5 МПа и приёмистости 81 м3/сут. Схема закачки индикаторов в скважину 15994 показана на рис. 5.12.

Результаты расчётов по определению параметров продвижения индикатора ФН по пласту АС12 от скважины 15994 приведены в таблице 5.4. Роза - диаграмма приведённых скоростей перемещения индикатора ЭО от скважины 15994 представлена на рис. 5.5.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера ЭО проводился по 7 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера ЭО на участке со скважиной 15994 (см. табл. 5.4) показывает, что из исследуемых 7 скважин в 6 из них обнаружены поступления трассера в течение 39,3 - 608,2 часа с момента его закачки. Расстояния от скважины 15994 до этих скважин колеблются от 542 до 1603 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 1,1 - 16,7 м/час.

Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной индикатором ФН, значительно превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе. Приведённые скорости находятся в интервале 0,6 - 2 м/час/МПа.

Вышеуказанные факторы свидетельствуют о наличии в пласте разветвлённой сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления - НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Объём каналов НФС в пласте АС12 от скважины 15994 составляет 1506 м3. Распределение объёмов каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам находится в диапазоне 29 - 153 м3 и показано на рис. 5.16. Проницаемость по воде каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам на 3 - 5 порядков выше среднепластового значения и колеблется в интервале 360 - 1259 мкм2. Распределение фазовой проницаемости по воде приведено на рис. 5.17.

Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера ЭО от одного до восьми).

Индикаторные исследования, проведённые в районе скважины по пласту АС12 15994, показывают преимущественное распределение направлений продвижения трассирующего агента в трех направлениях: северном, восточном и юго - восточном.

Рис. 5.16 - Распределение объемов каналов НФС пласта АС12 от скважины 15994

Рис. 5.17 - Распределение фазовой проницаемости пласта АС12 от скважины 15994

Рис. 5.18. Распределение массы выхода индикатора ЭО от скважины 15994

5.2.5 Интерпретация результатов закачки трассера карбамида от скважины 15961

Опытно - промышленные работы начаты 21.08.2005 года закачкой трассера в скважину 15961. Через нагнетательную скважину в пласт АС12 ввели 20 м3 раствора карбамида с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 16 МПа и приёмистости 48 м3/сут (общая приемистость 257 м3/сут). Схема закачки индикаторов в скважину 15961 показана на рис. 5.19.

Результаты расчётов по определению параметров продвижения индикатора карбамида по пласту АС12 от скважины 15961 к скважине 15962 приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5.

Расстояние между скважинами 15961 и 15962, м	Время от конца закачки до появления трассера, час.	Скорость прохождения трассера, м/час.	Перепад забойных давлений между добывающей и нагнетательной скважиной, МПа	Проницаемость по воде, мкм2
2600	29	93	36,7	3510

После обнаружения индикатора, в скважине 15962 был изолирован пласт АС12 путем изменения буферного давления (с 16 МПа до 21 МПа, дебит жидкости изменился с 69 т/сут до 58 т/сут), при этом клапан - регулятор закрыл отверстия в скважинной камере (см. рис. 5.12).

Через 93 часа после остановки работы пласта АС12 в скважине 15962 был снова обнаружен индикатор.

Индикаторные исследования, проведённые в районе скважин 15961 и 15962 позволили сделать вывод о том, в районе выше указанных скважин имеет место пластовый переток между пластами АС10 и АС12.

1 - лифт нагнетательной скважины; 2 - лифт добывающей скважины; 3 - разъединитель колоны; 4 - клапан - регулятор.

Рис. 5.19. Схема закачки индикатора карбамида в скважину 15961

5.2.6 Методика интерпретации индикаторных исследований

Скорость перемещения индикатора рассчитывается исходя из расстояния между нагнетательной и добывающими скважинами, а также времени движения индикатора между ними по формуле:

, (5.1)

где Vjj - скорость перемещения индикатора по пласту между нагнетательной и добывающими скважинами по каждому i-му пику подъема концентрации, м/час;

lj - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м;

tij - время движения индикатора по каждой j-й скважине и каждому i-му пику подъема концентрации, час.

Для учёта влияния перепада давления между скважинами рассчитывается приведенная скорость по формуле:

, (5.2)

где - приведенная скорость перемещения между нагнетательной и j-ми добывающими скважинами, м/час/МПа;

li - расстояние между скважинами, м;

tij - время движения индикатора по каждой j-й скважине и каждому i-му пику подъема концентрации, час;

- забойное давление в нагнетательной скважине, МПа;

- забойное давление в каждой j-й добывающей скважине, МПа.

Объёмы каналов фильтрации рассчитывались по формуле:

, (5.3)

где - объём каналов фильтрации по i-му из пиков подъёма концентрации между нагнетательной и соответствующей j-й добывающей скважиной, м3;

- объём закаченной в нагнетательную скважину воды до момента прохождения индикатора в i-ом пике подъёма концентрации в соответствующей j-и добывающей скважине, м3;

Vij-- скорость перемещения по i-му пику подъёма концентрации индикатора по направлению к соответствующей j-ой добывающей скважине, м/час;

-- сумма скоростей по каждому i-му пику по каждой j-ой добывающей скважине, м/час.

Проницаемость (К) по воде каналов низкого фильтрационного сопротивления определяется из уравнения Дарси

, (5.4)

где -- максимальная скорость перемещения индикатора по направлению к соответствующей j-ой добывающей скважине;

-- разность пластовых давлений между нагнетательной и соответствующей j-й добывающей скважине;

lj - расстояние между нагнетательной скважиной и соответствующей j-ой добывающей скважиной;

м - вязкость пластовой воды.

Масса выхода трассера к каждой добывающей скважине рассчитывается по формуле:

, (5.5)

где -- Мj масса вышедшего индикатора соответствующей j-ой добывающей скважины;

Qвj -- добыча воды соответствующей j-й добывающей скважины;

Sпi - площадь под каждым i-м пиком индикаторной кривой (концентрации индикатора (Со) во времени (t)).

5.3 Рекомендации по совершенствованию разработки пластов южной части Приобского месторождения на основе трассерных исследований

5.3.1 Технология для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды с возможностью регулирования расхода воды по трем объектам (пластам)

На Приобском месторождении разрабатываются совместно три пласта АС10, АС11, АС12, причем проницаемость пласта АС11 на порядок больше проницаемости пластов АС10 и АС12. Для эффективной выработки запасов из низкопроницаемых пластов АС10 и АС12 нет другой альтернативы как внедрение технологии ОРЗ прежде всего на нагнетательных скважинах (см. рис. 4.3).

Эффективность технологии ОРЗ разработанной в НИИ «СибГеоТех» с участием автора была подтверждена на нагнетательных скважинах Тарасовского, Барсуковского, Южно-Тарасовского, Фестивального, Восточно-Ягтинского, Южно-Харампурского месторождений.

По сравнению с совместной эксплуатацией нескольких пластов данная технология позволяет:

- увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет разукрупнения объектов разной проницаемости и разной насыщенности и повышения степени охвата их заводнением;

- увеличить добычу нефти на 30-40 % за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов;

- обеспечить учет закачиваемого агента в каждый из пластов;

- предупредить межпластовые перетоки по стволу скважины в момент ее остановки и при малых депрессиях;

- предупредить отрицательное техногенное воздействие на пласт при глушении пласта с более высоким пластовым давлением;

- нестационарно воздействовать на пласты, изменяя их режимы;

- регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, оперативно управляя полем пластовых давлений;

- исследовать и контролировать разработку отдельных пластов.

5.3.2 Принципы по воздействию на пласт

Данными и индикаторными исследованиями по пластам выявлены обширные зоны гидродинамически связанных каналов низкого фильтрационного сопротивления, по которым непроизводительно фильтруется 5 - 12 % закачиваемой воды.

Данными исследованиями подтверждается необходимость массированного применения методов повышения нефтеотдачи, работ по водоизоляции притока.

Обобщение многолетнего опыта применения методов нефтеотдачи [10] позволяет судить об увеличении эффективности воздействия в два-три раза при повторных обработках. Так, например, из 800 обработок методом ССС в 24 случаях при повторных обработках эффективность воздействия возрастает в среднем в 2,8 раза. Причем вторичная закачка осадко- образующих систем требует в два-три раза меньше расходуемых материалов [10]. Анализ применения осадкообразующих систем на месторождениях Западной Сибири свидетельствует о недолговечности их седиментации. Использование импортных реагентов, (а также отечественных) приводит к размыванию осадкообразующих систем уже через 0,5 - 1,0 года. Поэтому необходимо использование более жёстких и устойчивых к размыву реагентов типа ВПК-402, жидкого стекла и т.п. Лабораторными экспериментами и промышленными работами на месторождениях АО "Нижневартовскнефтегаз", АО "Мегионнефтегаз", АО "Юганскнефтегаз" подтверждается, что в наибольшей степени подходит технология увеличения нефтеотдачи двойного действия основанная на применении истинных растворов - сульфатно-содовая система с дополнением реагентов жесткости и гидрофобизатора.

Работами [10, 11] показано, что совпадение расположения забоев нагнетательных скважин с флексурно - разрывными или техногенными нарушениями также приводит к увеличению эффекта в два-три раза. Основным критерием выбора скважин для технологий повышения нефтеотдачи с осадкообразующими системами является непосредственная близость забоев нагнетательных скважин к флексурно - разрывными нарушениям. Вторым критерием, косвенно связанным с первым, выступает выбор участков с высокой перекомпенсацией закачки над отбором жидкости [5]. При этом последовательность воздействия осадкообразующими системами должна быть направлена от скважин с большей компенсацией к скважинам с меньшей компенсацией. В этот же период рекомендуются работы по увеличению приёмистости в нагнетательных скважинах с наименьшей компенсацией. В период закачки осадкообразующих систем для усиления эффекта (большего проникновения систем по каналам НФС) рекомендуется использовать техническое решение, суть которого заключается в ограничении отбора или остановке добывающих скважин, в которых закачиваемый индикатор не обнаружен, и прилегающих непосредственно к нагнетательной скважине.

Последними исследованиями на основе аэрокосмических, гидродинамических, геофизических и индикаторных данных доказываются следующие принципы воздействия на пласт:

1. В тех скважинах, в которых обнаружен трассирующий агент, водоизоляционные работы слабо эффективны и кратковременны.

2. Ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважинах, к которым прорвался трассер, возможны только после массированного применения методов повышения нефтеотдачи на нагнетательных скважинах с использованием осадкообразующих систем для тампонирования каналов НФС и водо-промытых зон.

3. РИР возможны во всех обводнившихся скважинах, в которых трассирующий агент не обнаружен.

4. В скважинах, в которых обнаружен трассер, противопоказаны работы по интенсификации притока (ОПЗ, забуривание вторых стволов, ГРП и др.). Эти работы возможны только после массированного применения МУН

5. Работы по интенсификации притока возможны во всех потенциальных скважинах, в которых трассер не обнаружен.

На основе трассерных исследований рекомендуется проведение закачек осадкообразующих систем в три этапа. При этом необходимо провести закачки, прежде всего в зонах, где уже образовались каналы НФС.

5.3.3 Обоснование использования методов повышения нефтеотдачи

Не смотря на то, что процесс разработки осуществляется планомерно согласно проектным решениям, а по некоторым позициям происходит с

улучшенными характеристиками, можно и необходимо снизить влияние обнаруженных трассерными исследованиями техногенных трещинных образований. Обычно в таких случаях используют технологии, направленные на создание фильтрационного сопротивления в каналах НФС путем осадкообразования, перераспределяя закачиваемую воду в зоны повышенной нефтенасыщенности, и тем самым, повышая коэффициент охвата заводнением.

Для таких пластов с низкими коллекторскими свойствами, каким является пласт АС10 приемлемыми методами являются технологии, основанные на истинных растворах (фильтрующихся по пористой среде). Одной из апробированных и эффективных представляется технология с закачкой сульфатно - содовых систем (ССС) с гидрофобизатором (ССС + ГФ). При этом внедрение данной технологии на ранней стадии разработки в 1997-1998 г. На пласте ЮС1 Западно - Асомкинского месторождения позволило сделать следующие выводы:

Произошла интенсификация добыча нефти на 20-30%. Технологический эффект за счет проведения трех скважино-операций оценивается величиной 11,9 тыс.т.

Увеличился срок безводной эксплуатации нефти на 8 - 16 месяцев.

Данное геолого-техническое мероприятие способствовало стабилизации обводнения ряда скважин, а в ряде случаев - уменьшение обводнености добываемой продукции.

Таким образом, анализ разработки на основе трассерных исследований объекта АС10 и накопленный опыт применения МУН предопределяют необходимость их применения.

В таблице 5.6. приведен перечень нагнетательных скважин объекта АС10, в которых возможно проведение ГТМ по выравниванию профиля приемистости. Единственным ограничением применения данной технологии - минимальная приемистость должна быть не менее 100 м3/сут с целью предотвращения замерзания водовода на устье скважины.

Таблица 5.6.

Список скважин объекта АС10 для выравнивания профиля приемистости

№ п/п	Номер скважины	Приемистость, м3/сут
1	12180	245
2	15908	367
3	12204	195
4	12249	222
5	15961	314
6	12277	180
7	15994	221
8	12347	262

5.3.4 Технология интенсификации притока нефти из заглинизированных и низкопроницаемых коллекторов

Способ предназначен для обработки призабойной зоны безводных и обводнённых добывающих скважин, вскрывших сильно заглинизированные и низкопроницаемые пласты группы "А", "Б" и "Ю".

В используемом составе применяется смесь плавиковой и соляной кислот для создания гидродинамического сообщения между скважиной и пластом. С целью снижения скин-эффекта используется раствор оксиалкилированного спирта и деэмульгатора в определённых соотношениях. Для сохранения нефтенасыщенной части коллектора используется гидрофобизатор на основе полисилоксана.

Технология прошла промышленные испытания на Новомолодёжном (пласт ЮВ) и Ершовом (пласт ЮВ) месторождениях. Приросты дебитов нефти составляют 6,3 - 8,2 тонн нефти в сутки при продолжительности эффекта в течение 9-12 месяцев [11].

Рекомендуется проведение ОПЗ в 17 скважинах с общим суточным приростом добычи нефти в размере 186,9 тонн.

5.3.5 Комплексная технология ограничения водопритока и интенсификации притока нефти

Способ предназначен для обработки призабойной зоны обводнившихся скважин для селективной водоизоляции притока и интенсификации притока нефти.

Использование раствора соляной и плавиковой кислот предназначено для усиления гидродинамического сообщения между скважиной и пластом, с целью последующей закачки в пласт устойчивых микроэмульсий для создания фильтрационного сопротивления в пласте и докрепления в водонасыщенной части коллектора.

Закачка раствора оксиалкилированного спирта, гидрофобизатора и деэмульгатора предназначена для частичной разглинизации нефтяной части коллектора, деэмульсации ПЗП (снятие скин-эффекта в ПЗП).

Данная технология апробирована на юрских отложениях Покамасовского, Нивагальского, Новомолодёжного и Ершового месторождений. Прирост дебитов нефти составил 8-12 тонн нефти в сутки при снижении обводнённости продукции на 30-40%.

Технология предназначена для селективной водоизоляции добывающих скважин и интенсификации притока нефти из нефтенасыщенной части коллектора.

Для сохранения ПЗП в нефтенасыщенной части коллектора используется гидрофобизирующий состав на основе полисилоксанов. С целью тампонирования водонасыщенной части пласта применяются истинные растворы сульфата натрия или алюминия и хлористого кальция. Для закрепления этой гипсовой системы используется силикат натрия. Для снятия скин-эффекта в нефтенасыщенной части пласта используется раствор оксиалкилированного спирта и деэмульгатора.

С использованием этой технологии обводнённость продукции снижается на 30-80%. Прирост дебитов в нефти составляет 5-50 тонн нефти в сутки в зависимости от коллекторских свойств.

Некоторые модификации технологии могут быть использованы как для ограничения водопритока, так и для проведения работ по ликвидации или ограничению заколонных перетоков.

На основе двух предлагаемых технологий рекомендуется проведение семи комплексных ОПЗ, которые дадут возможность прирастить суточную добычу нефти в количестве 107,5 т/сут. Режимы работ скважин до и после ОПЗ приведены в таблице 5.8. Таблица 5.8.

5.4 Обоснование выбора моделей для прогнозирования основных технологических показателей разработки

Известно, что эффективность решений по повышению нефтеотдачи во много зависит от достоверности используемых моделей.

Для адаптации гидродинамической модели наиболее действенным средством является сравнения расчетных и фактических показателей и согласование их путем внесения изменения в параметры исходной модели и повторных гидродинамических расчетов. Наиболее информативными из таких показателей являются профили притока и приемистости или, по меньшей мере, достоверный учет добываемой продукции из каждого совместно эксплуатируемого пласта.

Часто определение технологической эффективности проводится на основе характеристик вытеснения - зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости, при этом базовый вариант (экстраполяция прежнего режима) сравнивают с фактическим вариантом после оптимизации пластового давления.

Наиболее известными традиционными считаются трехпараметрические зависимости типа:

УQн=A+B*ln(УQж) (Сазонов Б.Ф.)

УQн=A+В*(УQж) ^ C (Орлов В.С., Ревенко В.М., Амелин И.Д., Казаков А.А.)

Однако эти модели имеют высокую погрешность и не позволяют описывать зависимость накопленной добычи нефти (УQн) от накопленной добычи жидкости (УQж) во всем диапазоне обводненностей.

Автором (Леонов В.А. НИИ «СибГеоТех) предложено несколько статистических моделей, отличающихся количеством аппроксимационных коэффициентов - параметров модели. Очевидно, что с увеличением параметров уменьшается погрешность аппромаксимации. Количественные оценки этих зависимостей по результаты сравнительного анализа для группы из 100 добывающих скважин Ван-Ёганского месторождения для разных моделей представлены в таблице 5.7 и на рис.5.20.

Таблица 5.7.

№ п/п	Формулы	Автор модели (методики)	Определяемые параметры	Коэффициенты
1	УQн=A+B · ln(УQж)	Сазонов Б.Ф.	А, В при lg, В · 2,3	C = 0
2	УQн = A+C/УQж	Камбаров Г.С.	А, C	В = 0, D = - 1
3	УQн=A+C/(УQж)0,5	Пирвердян А.М.	А, C	В = 0, D = - 0,5
4	УQн=A+C·(УQж)^D	Орлов В.С. Ревенко В.М. Амелин И.Д. Казаков А.А.	А, C, D	В = 0
5	УQн= А + В (Qж+C)^D +E (Qж+F)^G	Леонов В.А.	А, B, C, D, E, F, G

Рис. 5.20 Сравнение прогнозных моделей

Для прогнозирования процесса разработки продуктивного пласта, как по скважине, так и по группе скважин (взаимодействующих через пласт) для практического использования автором предложена следующая семипараметрическая модель - характеристика вытеснения (кривая обводнения).

УQн= А + В (Qж+C)^D +E (Qж+F)^G (5.6)

где: А, В, С, D, E, F, G - коэффициенты, определяемые по накопленным статистическим данным методом наименьших квадратов.

Многочисленные промысловые данные по скважинам показывают, что предложенная характеристика вытеснения наиболее универсальна и дает наименьшую погрешность в относительно широком диапазоне времени и обводненности (в том числе и на начальной стадии разработки рис. 5.21.).

Рис. 5.21. Аппроксимация характеристики вытеснения

Характеристику вытеснения по отдельным пластам отдельных скважин следует считать неизменной только при неизменной структуре пласта. То есть при любом крупномасштабном геолого-техническом воздействии на пласт (гидроразрыв пласта, дополнительная перфорация, изоляционные работы и пр.) его структура изменяется, а значит и характеристика вытеснения будет новой.

В таких случаях для этих пластов отдельных скважин следует рассматривать кусочную (j -кусочную или, по меньшей мере, двухкусочную) характеристику вытеснения.

УQнj= Аj + Вj(УQжj+Cj) Dj +Ej(УQжj+Fj)^Gj (5.7)

Данную модель (5.7) можно легко анализировать поскольку, как правило, одно из слагаемых имеет положительный знак (Вj > 0), а второе отрицательный (Ej < 0)

Данную модель (5.7) можно также эффективно использовать и для многих других важных зависимостей, таких как:

- дебит жидкости (нефти, газа) от депрессии (разность между пластовым и забойным давлением), в этом случае первый кусок описывает зависимость (прямолинейная) до забойного давления равного давлению насыщения, а второй кусок зависимость при забойном давлении меньше давления насыщения;

- дебит жидкости (нефти, газа) от расхода газлифтного газа (добычи свободного газа), в этом случае первый кусок описывает характеристическую кривую для работы на пусковых клапанах, а второй кусок - на рабочем клапане.

5.5 Анализ эффективности внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов

Анализ геолого - технических мероприятий проведенных на южной части Приобского показал, что дополнительная добыча нефти после внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО) в среднем на одну скважину составила не менее 2,4 тыс т. Дебиты скважин с началом внедрения технологии ОРРНЭО возросли по нефти соответственно с 9,2 т/сут до 17,4 т/сут и по жидкости с 9,5 т/сут до 18,1 т/сут.

Для прогнозирования процесса разработки продуктивного пласта была использована следующая семипараметрическая модель - характеристика вытеснения Леонова В.А. (НИИ «СибГеоТех см. раздел 5.4).

На рис. 5.22 построена модель на основе характеристики вытеснения. Для её построения (см. рис. 5.22 поз. 1) использовался базовый период (до внедрения ОРРНЭО) и его аппроксимация. На рис. 5.22. так же показана фактическая добыча нефти после внедрения технологии ОРРНЭО и поз. 2 показан прогнозная добыча нефти.

Рис. 5.22. Сравнение характеристик вытеснения по модели до и после внедрения технологии ОРРНЭО

Рис. 5.23 Оценка эффективности технологии ОРРНЭО