Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Нефтегазопромысловая геология

	ёАаNOa           ё ё ё а о ё а ё £ё - oOfgOeioa ЁбеаёЁаббёааа ае? ieeau aAeAae AAe i a e a аАабиба ? Oi 1 а а ЁАаА
	Глава XII КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ § 1. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) харак­теризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разра­ботки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извле­каемых запасов принято называть динамикой соответствую­щих показателей разработки. При анализе разработки экс­плуатационных объектов и при обобщении опыта разра­ботки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели. Основные показатели разработки выражают в абсолют­ных единицах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т, добыча газа в млн. м3). Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запа- 260

	сов нефти. Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кро­ме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) за­пасов. Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оце­нивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть + вода). Полученную с начала разработки на определенную дату добы­чу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах началь­ных извлекаемых запасов (степень использования извлекае­мых запасов). Динамику указанных показателей разработки целесооб­разно анализировать по стадиям, выделяемым в общем пе­риоде эксплуатации объекта. Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 74): I стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой ста­дии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмот­ренную систему воздействия на пласты; II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего го­дового уровня добычи нефти, который принято называть мак­симальным уровнем добычи (максимальным темпом разра­ботки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию остав­шиеся скважины основного фонда и значительную часть ре­зервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки (см. главу XVI); III  стадия — стадия падения добычи нефти вследствие из­влечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее
	25 30 35
	15 Время разработки, годы Рис. 74. Стадии разработки эксплуатационного объекта
	261

	развитие системы воздействия, продолжают бурение резерв­ных скважин, изоляционные работы в скважинах, расши­ряют комплекс мероприятий по управлению процессом раз­работки; IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регули­рованию разработки и проведению комплекса технологичес­ких мероприятий по достижению запроектированного коэф­фициента нефтеизвлечения. Границы между стадиями разработки устанавливаются сле­дующим образом. К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III ста­дии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее па­дение, в которой темп разработки равен 2 %. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний перио­ды разработки. Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую оче­редь зависит от промыслово-геологических особенностей за­лежей. Внедрение соответствующих систем разработки и про­ведение работ по ее регулированию позволяют несколько ни­велировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой. Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится ук­рупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Срав­нение проводят по одноименным стадиям разработки. Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлече­ния и др. Для удобства сравнения и обеспечения надежности выво­дов придерживаются следующих правил: годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи; 262

	динамику всех годовых показателей рассматривают в от­носительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %; для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено бо­лее 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, по­скольку обычно к этому времени запасы можно считать до­стоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой. Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдель­ным залежам Северного Кавказа и других регионов. Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм2, вязкос­тью пластовой нефти до 30 мПа-с, с высокой нефтенасыщен-ностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднороднос­ти продуктивных пластов. Динамика основных показателей разработки по этим объ­ектам рассмотрена ниже. Добыча нефти. I стадию разработки характеризуют глав­ным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и ста­дия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно суще­ственно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 — 8 лет и более. Практически по всем объек­там за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекае­мых запасов. II стадия характеризуется максимальным темпом разра­ботки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запа­сов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разра­ботки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 —20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличе­нием продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические 263

	факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносно­сти в связи с большой продолжительностью I стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60 — 70 % площади эксплу­атационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в раз­работку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробурен­ным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжи­тельности II стадии разработки. Таким образом, продолжи­тельность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжитель­ности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредото­чивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных тем­пов разработки и сокращения продолжительности I ста­дии. Продолжительность II стадии по объектам с разными ха­рактеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна: для залежей с повышенной относительной вязкостью пла­стовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 — 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за про­грессирующего обводнения скважин; для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти. Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц0 менее 5 она составляет 50%, а при более высоких значениях — 25 — 30%. Называя эти ориентировочные циф­ры, следует отметить следующее. 1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию систе­мы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную ра- 264

	боту по регулированию разработки, можно предполагать за-вышенность извлекаемых запасов. 2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулиро­ванию разработки из объекта отобрано 65 — 70% и более из­влекаемых запасов, можно предполагать, что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных. Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбира­ется 30 — 50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая об­водненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замед­ления падения добычи и ограничения отборов попутной во­ды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов. Для III стадии весьма показателен среднегодовой темп па­дения добычи. Обобщение опыта разработки при вытесне­нии нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшеству­ющих стадиях — от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добы­чи (а следовательно, и от тех геологических и других факто­ров, которые влияют на эти показатели). С целью одновременного учета влияния этих двух показа­телей на темпы падения добычи на III стадии разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения мак­симального темпа разработки объекта <7тах/0ИЗВд в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу П стадии разработки:
	ч	100,                                        (XII. 1)
	где дтах — максимальная годовая добыча нефти; 0извд — на­чальные извлекаемые запасы нефти; д, — добыча нефти за 1-й год первых двух стадий; iI+II — продолжительность пер­вых двух стадий разработки. Средний темп падения добычи на III стадии Ад определя­ют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают 265

	отношением годового снижения добычи нефти к добыче пре­дыдущего года):
	- 2 ?,_!-?,/?,_! -100 Лш,                                       (XII.2)
	J
	где g, — добыча нефти за г-й год III стадии; qi_l — добыча нефти за год, предшествующий г-му; tm — продолжитель­ность трех стадий; iI+II — продолжительность разработки до начала падения добычи нефти. В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснени­ем нефти водой, получена прямолинейная зависимость Ад(/), описываемая формулой Ад = 2,85+3,45/.                                                                   (XII.3) Из рис. 75 видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи средне­годовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30 — 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характер­ны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для зале­жей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают
	Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи Aq из эксплу­атационных объектов на III стадии разработки от интенсивности /1+п ис­пользования запасов в предшествующий период разработки. Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивнос­тью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой 266

	наибольших значений при сочетании высокой проницаемос­ти пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения до­бычи. Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом раз­работки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической харак­теристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощути­мым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенст­вованию разработки. По небольшим залежам, особенно расположенным в пре­делах многопластового месторождения или одной площади, для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработ­ку, темпы разработки каждой из них могут не ограничивать­ся. При этом по группе залежей в целом будет продолжи­тельное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи. По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводят. В условиях вытеснения нефти водой при должном совер­шенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 — 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого ин­тервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использова­ние запасов за основной период разработки может состав­flÚ¸ 80-90%. На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 — 25% извлекаемых запасов нефти. Продолжи­тельность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов. При разработке объектов путем вытеснения нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом. Обводненность В (%) продукции, добытой за опреде­ленный период, определяется по формуле 267

	в = (gB/qg-ioo,	(XII.4)
	где gB — количество попутной воды, полученной за период; дж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период. На каждом объекте в процессе его разработки обвод­ненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95 — 99%. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 76). Кривые для объектов с малой относительной вязкостью
	Рис. 76. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуа­тационных объектов с различной вязкостью пластовой нефти: Б — обводненность продукции; ОИЗВЛ — начальные извлекаемые запасы нефти; II — II, III — III — границы завершения соответственно II и III стадий раз­работки; шифр кривых — значения относительной вязкости пластовой нефти 268

	пластовой нефти (щ до 5)* располагаются в правой части рис. 76. Из этих объектов на I стадии разработки отбирают прак­тически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV ста­дии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответ­ствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты отно­сительно оси "обводненность продукции", реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80 — 85%) из таких залежей отбирают не более 10 — 20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особен­ностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее уско­ренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, отно­сительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой. По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции — от 30-40 ‰Ó 80%. Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 76. На таких объектах обводнение продук­ции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80 — 85%. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80 — 85%) из недр добывается половина и более извле­каемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85%). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на прева­лирующую роль повышенной вязкости нефти, которая зату­шевывает влияние других геолого-промысловых факторов. Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация сква­жин и пластов может приводить к неоправданному повыше­нию темпов роста обводнения продукции. Поэтому необхо­димо четкое выполнение соответствующей конкретным усло­виям программы работ по ограничению отборов той воды,
	'Относительная вязкость — это отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды в пластовых условиях. 269

	которая не выполняет работы по вытеснению нефти из плас­тов. В то же время проведение необоснованных мероприя­тий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с невысокой обводненностью, изо­ляции обводняющихся пластов с незакончившимся процес­сом вытеснения нефти и др.) может приводить к повы­шенным потерям нефти в недрах. Темпы отбора жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отбо­ров жидкости Zm, %:
	где Zm — темп отбора жидкости; gmax — годовой отбор жидкос­ти; Оизвд — начальные извлекаемые запасы нефти объекта. Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми промыслово-геологическими факто­рами, которые на них влияют. Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разра­ботки. Обобщение опыта разработки таких залежей позво­ляет выделить три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение годовых отборов на уровне II стадии разра­ботки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии, в 1,5 — 2,5 раза. Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, а) ха­рактерно главным образом для высокопродуктивных эксплу­атационных объектов небольших размеров, которым свойст­венны высокий максимальный темп добычи нефти (8— 10 % и выше) и низкая обводненность продукции (40 — 50%) к концу основного периода. Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 77, б) присуще вы­сокопродуктивным объектам значительных размеров, на кото­рых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше — обычно составляет 50 — 70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на П стадии достигают 6 — 7 % начальных извлекаемых запасов. Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, ,) характерно для залежей маловязкой нефти, при­уроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллек- 270

	б
	16 12 8 4			- 2 Л D-O-C re- ш 11 г* 1 / II 111 \ IV (l \ 1 1 1
	20 40 60 80 100			20 40 60 80 Qm'/o
		60 80 100	28 J 1 J 24 20 7 16 12 1 r 8 4 ъ n V /// w IV 1 1
			40 60 80 ети1,%
	Рис. 77. Разновидности динамики добычи нефти (i) и отбора жидкости (2) из залежей: а—„ — залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I — IV — стадии разработки; Z — темпы добычи нефти и отбора жидкости; С?ИЗВЛ — начальные извлекаемые запасы нефти
	лекторов, особенно при больших размерах площадей нефте­носности и водонефтяных зон. В этих условиях необходи­мость повышения отборов жидкости предопределяется отно­сительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на П стадии и высокой обводненностью продукции в конце III ста­дии (70 —80 %, иногда и более). На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 76, „) 271

	обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 —50%, а к концу III стадии достигает 90 — 95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца I стадии и к концу III стадии мо­гут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4 — 6 раз и более. На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объ­ектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце Ш стадии. Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие дисперги­рования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извле­чения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта. Для изучения зависимости коэффициента извлечения неф­ти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количест­во прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэф­фициент извлечения нефти. Количество воды выражают че­рез количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор прини­мают объем начальных балансовых запасов нефти в пласто­вых условиях. На рис. 78 приведены характеристики вытес­нения, примерно соответствующие разновидностям ди-
	Рис. 78. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке залежей. Залежи: а, б, , — маловязкой нефти (от а к „ геолого-промысловая харак­теристика залежи ухудшается), „ — вязкой нефти; kmslA4 ~~ коэффициент извлечения нефти; VB — объемы внедрившейся воды 272

	намики отбора жидкости, показанным на рис. 76. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезка­ми, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появ­лением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характерис­тики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5 — 2 до 6 — 7 и более. Из высоко­продуктивных залежей основная часть запасов нефти извле­чена в результате прохождения первого объема воды, с внед­рением второго объема связан относительно небольшой при­рост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения пер­вого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов боль­шим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффи­циента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0,6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5 — 0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7 — 8 объе­мов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4. Из изложенного видно, что для каждой залежи особеннос­ти изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой. Приведенные особенности динамики основных показа­телей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, мо­гут быть использованы при обосновании возможных по­казателей разработки новых залежей, с подобным диапа­зоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей. Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов поз­волило подразделить их на четыре группы с разной дина­микой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического груп­пирования нефтяных залежей (см. главу XVIII). Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика пока- 273

	зателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам пред­стоит определять, обобщая опыт их продолжительной разра­ботки. На газовых эксплуатационных объектах весь период раз­работки одни специалисты подразделяют на три стадии, дру­гие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III + IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесо­образности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии. I  стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа. II  стадия — период относительно постоянной высокой до­бычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах. III стадия — период интенсивного падения добычи. IV стадия — завершающий период разработки, характери­зующийся низкими отборами газа. Обобщение опыта разработки газовых залежей, выполнен­ное А.Л. Козловым, П.Г. Шмыглей, М.Л. Фишем, И.Л. Леонтье­вым, Е.Н. Храменковым и другими исследователями, свиде­тельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м3 основные показатели динамики добычи газа (продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количе­стве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показате­лей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потреби­телей, заинтересованных в продолжительных устойчивых по­ставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходи­мость продления II стадии разработки и, следовательно, не­которого ограничения темпов разработки в этом периоде. Продолжительность I стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20 — 50 млрд. м3 она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет. Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от 274

	одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30 %, с запасами 3 — 50 млрд. м3 обычно от 5 до 13%, на более крупных залежах примерно от 5 до 8 %. К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения до­бычи, из большинства объектов отбирается 40 — 70 % балан­совых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60 — 70 % балан­совых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения до­бычи отбирается 25 — 50% извлекаемых запасов, что соответ­ствует всего 15 — 35% балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного бо­лее высокое текущее газоизвлечение. На III стадии из газовых объектов отбирают 20 — 30 % за­пасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обвод­ненных скважин (при упрутоводонапорном режиме). Про­должительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, оп­ределяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях. IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тре­мя стадиями, вместе взятыми. На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с ис­пользованием природных видов энергии, выделяют те же ста­дии разработки, что и на газовых. При разработке газокон­денсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденса­та обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер. Вопросы поиска закономерностей в динамике показате­лей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду. 275

	§ 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ, ГАЗА, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором. При разработке месторождений нефти и газа обязателен вы­сокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводнен­ностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважи­нам), приемистостью нагнетательных скважин. Дебит скважины по жидкости (безводной — по нефти, обводненной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с по­мощью автоматизированных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими установками позволяет уста­навливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате опреде­ляют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости. При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с по­мощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами. Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при исполь­зовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссель­ным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти. Приемистость водонагнетательной скважины (в м3/сут) из­меряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует произво­дить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют инди­видуально. Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с 276

	помощью расходомеров разных конструкций, часто называ­емых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагмен-ного измерителя (ДИКТ). При разработке многопластовых эксплуатационных объ­ектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетатель­ных скважинах эту задачу решают, главным образом приме­няя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии. Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренны­ми показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов. Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена пери­одичность их замеров таким образом, чтобы количество оп­ределений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал). Учет показателей работы скважин. Документация. Каж­дая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается пра­вильным выбором конструкции скважины, интервалов пер­форации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выпол­нением ремонтно-изоляционных работ, установлением режи­ма отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен пере­вод ее на другой горизонт и т.д. Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины си­стематически отражаются в документах. Эти документы: эксплуатационная карточка (карточка добывающей сква­жины) ; карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины; паспорт скважины. 277

	В эксплуатационной карточке отмечаются ежедневные де-биты скважины по нефти (газу) и попутной воде, газовый фактор, часы работы и простоя скважины, причины про­стоя, изменения способа эксплуатации, характеристики обо­рудования или режима его работы. За каждый месяц подво­дятся итоги: фиксируются добыча нефти, добыча воды, об­водненность месячной продукции, число часов работы и про­стоя, среднесуточные дебиты скважины по жидкости и неф­ти, значения среднего газового фактора. В карточке нагнетательной скважины записывают еже­дневно приемистость скважины, давление нагнетания воды (или другого агента), число часов работы и простоя, причины простоя. Фиксируют показатели работы скважины за месяц: количество закачанной воды, число часов работы и простоя, среднесуточную приемистость, среднее давление на устье скважины. В карточку по исследованию скважины вносят: дату и вид исследования (замеров), данные о режиме работы сква­жины и внутрискважинного оборудования в период исследо­вания, глубину и продолжительность замера, тип прибора, результаты проведенных замеров. Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные: общие сведения (назначение скважины, ее местоположе­ние (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в эксплуатацию); геолого-технический разрез скважины (литолого-стра-тиграфическая колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема ее конструкции, характеристика кривизны); характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характе­ристика открытого забоя или тип перфорации и ее плот­ность) ; результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней ра­боты: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкос­ти, воде, показатели давления, коэффициент продуктивности); физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описание пород, коэффициенты пористости, про­ницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК)); 278

	результаты исследования пластовой и поверхностной неф­ти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержа­ние парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб); характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях); характеристику способов эксплуатации (способ эксплуата­ции, период его применения, тип и техническая характерис­тика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы); аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусст­венного забоя). Паспорт содержит сводную таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а также суммарные показатели с начала эксплуатации скважи­ны. Наряду с документацией каждой скважины геолого-промысловая служба обобщает результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки. Для этого составляются следующие документы: геологический отчет по эксплуатации скважин; карта текущего состояния разработки; карта суммарных отборов и закачки по скважинам; технологический режим работы скважин. Названные документы используют для обоснования меро­приятий по регулированию разработки. Геологический отчет по эксплуатации скважин составля­ют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добыва­ющим и по нагнетательным скважинам. Скважины группи­руют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом. Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план рас­положения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит цент­ром круга, площадь которого отвечает среднесуточному де- 279

	биту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квар­тала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводнен­ности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для нагляднос­ти части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифферен­циацией окраски по способам эксплуатации, попутную и на­гнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциа­цией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта. Карту суммарных отборов и закачки по скважинам со­ставляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разра­ботки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие до­быче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удель­ных запасов нефти на единицу площади (или на одну сква­жину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оце­нить степень выработанности запасов в разных частях объ­екта. Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулирова­нию процесса разработки (см. главу XVI). В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточ­ные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездей­ствующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели. Геолого-промысловая документация по объектам разра­ботки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах — в паспор­те объекта разработки и на графике разработки. В паспорте объекта разработки приводятся сведения, от­ражающие промыслово-геологическую характеристику экс­плуатационного объекта, проектные и фактические показа­тели разработки. Геологическая характеристика включает тот же набор све-280

	дений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объ­екта: средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности. Наряду с этим приводятся: свойства газа; свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелоч­ность, жесткость, содержание анионов и катионов); данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлека­емые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата ут­верждения запасов); данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффици­ент извлечения нефти). Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному докумен­ту. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения; максимальный объем закачки воды или дру­гих агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество ре­зервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и на­гнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения до­бывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин. Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов при­водятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча неф­ти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; текущий коэф­фициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых усло- 281

	виях; закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых ус­ловиях; добыча попутного газа за год в м3; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин (в соответствии с главой XI); фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуа­тацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой до­бывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде до­бывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2 — 20; 20 — 50; 50 — 90; более 90 %. Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатаци­онному объекту. График разработки (рис. 79) составляется для эксплуата­ционного объекта и представляет собой комплекс кривых,
	1955	1960	1965	1970	1975	1980 Годы
	Рис. 79. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта: Он — добыча нефти; Ож — отбор жидкости; В — обводненность продукции; V, — объем закачки воды; рпл — пластовое давление; Nk, NH — фонд дейст­вующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV — стадии разработки 282

	отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки. На графи­ке должны быть приведены кривые изменения: добычи неф­ти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого аген­та), закачки воды за год в процентах годового отбора жидко­сти, пластового давления. В зависимости от решаемой задачи и геолого-промыс­ловых особенностей залежи график разработки может до­полняться кривыми изменения других показателей, приводи­мых в паспорте объекта разработки. При необходимости сравнения графиков разработки раз­личных объектов годовую добычу нефти и жидкости приво­дят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс от­кладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным из­влекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки. Анализ графика разработки и сравнение фактических по­казателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необ­ходимости меры по ее совершенствованию.
	Глава XIII КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
	§ 1. ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления рпдтек. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит сниже­ние пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в 283

	изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции. Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим плас­товым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой за­лежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пла­стового давления тесно связано с глубиной залегания плас­та — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может сни­жаться, на других — стабилизироваться, на третьих — воз­растать. Рост давления после некоторого периода его сниже­ния может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Вы­явление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встре­чает значительные трудности. Поэтому при контроле за энер­гетическим состоянием залежи обычно пользуются значения­ми приведенного пластового давления. Как уже отмечалось в главе VII, приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчи­танное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение по­верхности приведения сохраняется постоянным до заверше­ния разработки. Приведенное давление рпдпр вычисляют по формуле Рпл.пр = pÔÎ.Á ± Л„Р/Ю2,                                                      (XIII.1) где рпдз — замеренное в скважине пластовое давление; Лп — расстояние между точкой замера и условной плоскостью; р — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер). Поправку Лпр/102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее по- 284

	ложении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже ус­ловной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоско­сти, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с уче­том плотности пластовой воды. По всем остальным скважи­нам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в про­цессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти. Характер распределения приведенного текущего пластово­го давления в пределах залежи можно показать в виде схема­тического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соот­ветствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг
	Скв.6
	Скв.1
	Рис. 80. Схема приведения пластового давления по глубине: 1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 — точка замера давления в скважине; h — рас­стояние от точки замера до условной плоскости 285

	л л л
	Рис. 81. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме: а — залежь; б — интервал перфорации. Давление: 1 — начальное пластовое (приведенное), 2 — в пласте возле первых, введенных в разработку скважин, 3 — приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); рзоб — забойное давление; К — контур питания скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по лога­рифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давле­ние остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины. Давление в пласте у забоя скважины при ее работе назы­вают забойным давлением рш6. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин. Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пласто­вое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее плас­товое давление снижается от контура питания к центральной части залежи. Характер распределения в пласте давления при внутрикон-турном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) 286

	показан на рис. 82. Локальные воронки действующих нагне­тательных скважин обращены вершинами вверх. Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15 — 20%, а иногда и более. Положение каждого разрешаю­щего ряда соответствует искусственному контуру питания. Динамическое пластовое давление в различных частях за­лежи можно определить путем замера его в имеющихся от­дельных простаивающих скважинах и в специально останав­ливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в останов­ленной скважине давление будет соответствовать динамичес­кому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в пе­риод установившегося режима ее работы, пластового — по­сле продолжительной остановки скважин (от нескольких ча­сов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважи­ну к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забой­ное давление. Затем скважину останавливают, после чего пе-
	заб.наг
	Рис. 82. Схематический профиль приведенного пластового давления зале­жи при внутриконтурном нагнетании воды. Скважины: 1 — нагнета­тельные, 2 — добывающие; части пласта: 3 — нефтена-сыщенные, 4 — промытые водой; 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давле­ния); 6 — локальные во­ронки депрессии (репрес­сии); рплноч - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давле­ние: Рзабнаг - в нагнета­тельной скважине, рзобд — в добывающей скважине

	Рис. 83. Кривая восстановления даления в остановленной скважине: а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: рПЛД — пластовое динами­ческое, рж5 — забойное ро манометра регистрирует выполаживающуюся кривую вос­становления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкрет­ных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД. Динамическое пластовое давление залежи в целом освеща­ется замерами его в скважинах, останавливаемых в последо­вательности, обеспечивающей неизменность условий дрени­рования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на иссле­дуемом участке залежи восстановится до значений выше ди­намического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления за­лежи на определенную дату данные о нем должны быть полу­чены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.
	§ 2. КАРТЫ ИЗОБАР Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки зале­жи проводят с помощью карт изобар. 288

	Картой изобар называют нанесенную на план расположе­ния забоев скважин систему линий (изобар) с равными зна­чениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределе­ния динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины. Карты изобар составляют обычно на конец каждого квар­тала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченнос­ти рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и АР- При построении карты используют данные о приведен­ном пластовом давлении. Для решения некоторых специаль­ных задач могут быть построены карты абсолютного (за­меренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную дату следует ис­пользовать замеры давления в скважинах, максимально при­ближенные во времени к этой дате. Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенден­ции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исхо­дя из общего диапазона значений давления в пределах зале­жи. Карта изобар (рис. 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определен­ную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее ди­намическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекра­щения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды). Среднее динамическое пластовое давление залежи опреде­ляют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему. 289

	р ' ■
	01.04.81		01.07.81	01.10.81	01.01.82
	Рис. 84. Схема приведения замеренных значений рпл в скв. 1 и 2 к дате построения карты изобар: 1 — средние значения пластового давления по площади по последним картам изобар; 2 — значения пластового давления по площади, получен­ные по скважинам в последнем квартале; 3 — приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводятся по всем другим скважинам)
	Рис. 85. Карта изобар: 1 — внешний контур нефтеносности; скважины: 2 — добывающие, 3 — законтурные (пьезометрические); 4 — изобары, м; 5 — элемент залежи между соседними изобарами
	Среднее взвешенное давление по площади рпд/ находят по формуле
	где р, — среднее арифметическое значение давления в преде­лах г-го элемента залежи между соседними изобарами; ft — площадь г-го элемента залежи, замеряемая по карте; F = ^ft — 290

	площадь залежи; п — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления. Для определения среднего взвешенного давления по объе­му залежи pmV последовательно выполняют следующие опе­рации. 1.  Строят карту равных значений нефте(газо) насыщенной толщины пласта Л и по ней определяют значения /, и Л, для элементов площади между отдельными изопахитами. 2.   Строят карту равных значений произведения ph, где р — приведенное пластовое давление. Значения этого произ­ведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасы-щенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным за­меренных значений р и Л по скважинам. 3.  По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соот­ветствующие элементам площади средние значения (рЛ), 4.  Находят среднее значение рпдУ по формуле
	где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи; п — количе­ство элементов площади с разными средними значениями ph; т — количество элементов площади залежи с разными сред­ними значениями Л,. По нефтяным залежам среднее пластовое давление опреде­ляют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и пер­вые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни мет­ров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значитель­ная толщина продуктивных пластов, для них определяют сред­нее пластовое давление как среднее взвешенное по объему. Средние значения давления определяют не только для за­лежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес. С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдель­ных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, со­ставленных на несколько дат, позволяет судить об эффек- 291

	тивности принятой системы разработки и отдельных техно­логических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогно­зирования поведения давления и перемещения контуров неф­теносности.
	§ 3. ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА. КОМПЛЕКСНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давле­ния — общая по залежи в целом и локальные в районе каж­дой добывающей и нагнетательной скважины. Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депресси­ей на забое скважины Арсквд, применительно к нагнетатель­ной скважине — репрессией на забое скважины Арсквн. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнета­тельных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине. В добывающей скважине забойное давление рзаб.д меньше текущего пластового давления рпдтек на величину депрессии, в нагнетательной скважине Арзабн больше рпдтек на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями ^Рскв.д        Рпл.тек        Рзаб.д ' (XIII.4) ^Рскв.н        Рзаб.н        Рпл.тек* При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнета­тельной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости дж и приемистостью W: <7ж = К'\Ры.тек - Рзаб.д) • (XIII.5) W = К"(рза6м - рпдтек). Здесь К' и К" — коэффициент продуктивности и коэф­фициент приемистости скважины, выражаемые соответст- 292

	венно в (т/сут)/0,1 и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу из­менения перепада давления в скважине. Коэффициенты К' и К" для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершен­ствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закач­ке рабочего агента. Дебит скважины по жидкости дж и при­емистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям /гпр)]; (XIII.6) W = (2я*прЛДрскв.н)/[цв 1п(^ /гпр)], где кпр — проницаемость пласта; Л — толщина пласта; АРскв.Д(н) = Ар в добывающей (нагнетательной) скважине; RK — радиус условного контура питания скважины; гпр — приве­денный радиус скважины; щ, и щ, — соответственно вязкость нефти и воды. Радиус условного контура питания скважины RK принима­ют равным половине расстояния между скважинами. Приве­денный радиус скважины гпр — радиус условной совершен­ной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реаль­ной скважины, несовершенной по качеству и степени вскры­тия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию. Из сопоставления (XIII.5) и (ХШ.6) следует:
	(XIII.7)
	т.е. коэффициенты продуктивности и приемистости пред­ставляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины. На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом устано­вившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выра­жают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При 293

	Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин: дн — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Ар — депрес­сия (репрессия) на забое скважины
	фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямо­линейны по всей длине или на начальном участке. По добы­вающим скважинам при больших значениях дебита они мо­гут быть изогнутыми в результате нарушения линейного за­кона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницае­мости в связи со смыканием трещин при значительном сни­жении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий явля­ется раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления. Уравнение прямолинейной индикаторной линии добываю­щей нефтяной скважины имеет вид Р^-Рзаб^ж/*'-                                                  (Х1П.8) При прямолинейном характере индикаторной кривой ко­эффициент К'(к"\ остается постоянным в интервале иссле­дованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления. На искривленном участке индикаторной кривой коэффи­циент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемис­тости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) 294

	используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых гео­логических и технических условиях. В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Kw характеризующим значение коэффициента продуктивно­сти (приемистости) К'(К") на 1 м работающей толщины пла­ста Л: KÛ‰ = К/Ь .                                                                        (XIII.9) Этот показатель используют при обосновании кондицион­ных значений параметров продуктивных пластов, при срав­нении фильтрационной характеристики пластов разной тол­щины и в других случаях. Дебит газа qT в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давле­ния р'д - р32а6. qT = {2я*прЛГст ^ратКг 1п(^ /гпр)гпд|(рп2д - pl6),             (XIII. 10) где icnp — коэффициент проницаемости; Л — эффективная толщина; Гст = 273 К; Гпд = (273 - tj; рат = 105Па; цг -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемо­сти газа; RK/rnp — то же, что в (ХШ.6). В отличие от уравнения притока нефти к скважине (ХШ.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по­строенной в координатах qT и (р^.тек - p2m6)/qy (рис. 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид qT=A + ,                                               (XIII. 11) где А и В — коэффициенты фильтрационного сопротивле­ния, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В). Коэффициент А численно равен значению (рпД.тек - PLsWr в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части (XIII. 10) соответствует 1/А, т.е. 295

			Рис. 87. Индикаторная диа­грамма газовой скважины: дг — дебит скважины по газу; давление: рПЛтек - пла­стовое текущее, рзоб — за­бойное
	qr, тыс. м^/сут
	А = pariiTZ	/гпр)гпд	(XIII. 12)
	Выражения (XIII.7) и (XIII. 12) используют для оценки по данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) основной фильтрационной характеристики плас­та — коэффициента проницаемости. Для этого коэффициент продуктивности К (для нефтяной скважины) или коэффици­ент фильтрационного сопротивления А (для газовой скважи­ны) определяют по соответствующей индикаторной линии, другие необходимые параметры получают геофизическими и лабораторными методами. Указанные выражения используют также для определения комплексных характеристик пластов, учитывающих одно­временно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей. Ниже приводятся наиболее широко применяемые ком­плексные характеристики продуктивных пластов. 1. Коэффициент гидропроводности е = knph/\i, где icnp — проницаемость пласта в районе исследуемой сква­жины; Л — работающая толщина пласта; ц — вязкость жид­кости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н-с). Коэф­фициент е — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине. 2.  Коэффициент проводимости
	296

	Размерность коэффициента м4/(Н-с); он характеризует по­движность флюида в пластовых условиях в районе скважины. 3. Коэффициент пьезопроводности
	где кп — коэффициент пористости пласта; Рж и Рс — коэф­фициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; А^РЖ + РС — коэффициент упругоемкости пласта р. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с. Коэф­фициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содер­жащейся в ней жидкости). Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают дру­гими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследова­ния скважин и пластов. Теоретические основы гидрогазоди­намических методов, технические средства, методика прове­дения замеров и обработки полученных результатов излага­ются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторожде­ний". Значения комплексных характеристик и проницаемости можно получить и путем определения входящих в них пара­метров геофизическими и лабораторными методами. Гидро­газодинамические методы имеют свои преимущества: они базируются на результатах непосредственного наблюдения движения жидкостей и газов в пласте, позволяют характери­зовать пласты как вблизи исследуемых скважин, так и на значительном от них расстоянии, не затронутом при буре­нии. Вместе с тем геофизические и лабораторные методы дают возможность охарактеризовать пласт послойно. Общая для залежи воронка депрессии Арзад, образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром пита­ния залежи и зоной отбора: АРскв = РПл.к-Рза6.д.                                                                        (ХШ.13) где ртх — пластовое давление на контуре питания залежи; Рзабд ~~ среднее забойное давление в действующих добыва­ющих скважинах (давление в зоне отбора). 297

	При естественном водонапорном режиме рпдк прини­мается равным начальному пластовому давлению. При искус­ственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При рас­положении нагнетательных скважин рядами контуром облас­ти питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За рпдк принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнета­ния). При естественном водонапорном режиме значение А рзал можно изменить только путем изменения Рзабд- Одно из пре­имуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение А рзаА можно изменить путем изменения как р^^, так и рзаб.д. Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой связи друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и на столько же процентов. Это можно по­казать на примере одной из добывающих скважин с коэф­фициентом продуктивности К', равным 1 (т/сут)/0,1 МПа, эксплуатирующейся в условиях законтурного заводнения. В табл. 9 приведены показатели трех последовательно ус­танавливаемых режимов работы одной из добывающих скважин и залежи в целом. Каждый режим характеризуется давлением на контуре пи­тания рпдк, текущим пластовым давлением в залежи рпдтек, забойным давлением рзаб.д, депрессией Арсквд, перепадом дав-
	Таблица 9
	Показатели режимов работы добывающей скважины Режимы 1. Исход- 2. С уменьшением 3. С увеличением Показатель ный Рзоб.д Р хл.к Абсолют- Абсолют- % ÓÚ Абсолют- % ÓÚ ное зна- ное зна- исходного ное зна- исходного чение чение чение рПЛК, МПа 10,0 10,0 10,0 10,5 + 5,0 Рплл.ек, МПа 9,5 9,25 -2,7 9,75 + 2,6 ржбА, МПа 9,0 8,5 -6,0 9,0 9,0 Дрсквд, МПа 0,5 0,75 + 50,0 0,75 + 50,0 Дрзол, МПа 1,0 1,5 + 50,0 1,5 +50,0 д, т/сут 5,0 7,5 + 50,0 7,5 + 50,0
	298

	ления между зонами нагнетания и отбора Арзад, а также деби­том скважины q. Второй режим отличается от первого (исходного) тем, что при постоянном давлении на контуре питания давление на забое добывающей скважины уменьшено на 0,5 МПа (примерно на 6 %). При этом перепад давления между конту­ром питания и зоной отбора увеличился на 50%, депрессия на забое скважины и ее дебит тоже увеличились на 50 %. Зная депрессию на забое скважины и забойное давление, на­ходим среднее текущее пластовое давление залежи. Оно сни­зилось на 2,7 %. Распределение давления в пласте при первом и втором режимах показано на рис. 88. Третий режим отличается от первого тем, что при посто­янном давлении на забое скважины давление на контуре пи­тания повышено на 0,5 МПа (на 5%). В результате этого пе­репад давления между контуром питания и забойным давле­нием возрос на 50%. Соответственно увеличились дебит скважины и депрессия на ее забое. Текущее пластовое давле­ние, определяемое как и при втором режиме, возросло на 2,6 %. Приведенный пример, иллюстрируя прямую связь между АРсквд, АРзал и Я< вместе с тем показывает характер изменения текущего пластового давления залежи. Уменьшение забойно­го давления в добывающих скважинах приводит к падению текущего пластового давления. Повышение давления на линии нагнетания обеспечивает рост текущего пластового давления
	10,0
	Рис. 88. Изменение Ар^. ДрС1ШЛ и р„ тек при снижении рза6. Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные; 3 — залежь нефти; 4 — законтурная область 299

	в залежи. И в том и в другом случае изменение текущего пластового давления происходит в значительно меньшей сте­пени, чем изменение забойного давления или давления на контуре питания залежи. Аналогично увеличение забойного давления в добывающих скважинах приводит к уменьшению Арсквд и Арзад и, следова­тельно, к уменьшению дебитов скважин и общей добычи нефти из залежи. При этом текущее пластовое давление по­вышается, но на меньшую величину, чем p^g. При уплотнении сетки скважин и эксплуатации ранее пробуренных и новых скважин при тех же забойном давле­нии и давлении на контуре питания, что и до уплотнения, средний дебит на одну скважину снижается. Это связано со снижением рпдтек и соответствующим уменьшением Арсквд. В результате прирост добычи оказывается значительно мень­шим по сравнению со степенью увеличения количества сква­жин. Здесь проявляется усиление взаимодействия (интерфе­ренции) скважин при увеличении плотности их бурения. Снижение среднего дебита скважин можно предотвратить или уменьшить, если при уплотнении сетки скважин повы­сить давление на контуре питания залежи путем нагнетания воды в пласт при повышенном давлении на устьях скважин. Уменьшить взаимодействие добывающих скважин можно также путем приближения нагнетательных скважин к добы­вающим, сокращения ширины полос между рядами нагнета­тельных скважин. Показанный характер взаимосвязи рпдк, рпдтек, р^, Лрскв.д, Арзад, q, плотности сетки и системы размещения скважин учитывается при выборе технологических мероприятий и оп­ределении технико-экономических показателей проектируе­мой системы разработки, а также при обосновании способов регулирования процесса разработки.
	§ 4. ПОЛУЧЕНИЕ ДАННЫХ О ПЛАСТОВОМ И ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ Контроль за состоянием пластового и забой­ного давления предусматривает определение начального (статического) пластового давления, наблюдение за изменени­ем текущего (динамического) пластового давления по эксплу­атационному объекту в целом и в различных его частях, на­блюдение за состоянием забойного давления в скважинах при их работе на установленном технологическом режиме. 300

	Организация контроля за давлением включает обоснование периодичности и количества замеров, проведение замеров в скважинах в соответствии с намеченным графиком, обобще­ние полученных данных. Периодичность замеров пластового давления в скважинах устанавливают в соответствии с принятой периодичностью составления карт изобар. Начальное и текущее пластовое давление определяют в нефтяных, газовых, нагнетательных и пьезометрических скважинах, расположенных в водоносной части пласта — вблизи залежи и на некотором удалении от нее, в скважинах, оказавшихся за текущим внешним контуром нефтеносности и в действующих скважинах. Как правило, весь фонд сква­жин не может быть в короткий срок охвачен исследованием. Кроме того, некоторые скважины обычно не могут быть ис­следованы по техническим причинам. Поэтому из числа про­буренных скважин, действующих и простаивающих, выби­рают опорную сеть скважин, пригодных для исследования и достаточно равномерно освещающих все зоны залежи, раз­личающиеся по геолого-физической характеристике, а также по их месту в реализуемой системе разработки. При опережающей разработке нефтяной части газонефтя­ной залежи в опорную сеть должны входить скважины, вскрывшие газовую шапку. Аналогично при опережающей разработке газовой части нефтегазовой залежи давление не­обходимо измерять и в нефтяной части залежи. При разработке многопластового эксплуатационного объ­екта в опорную сеть следует включать максимально возмож­ное количество скважин, в которых вскрыт лишь один из пла­стов, для дифференцированного изучения давления в пластах. Забойное давление следует измерять во всех действующих скважинах — добывающих и нагнетательных — после любо­го значительного намеренного или самопроизвольного изме­нения их дебита или приемистости, а также периодически при постоянном дебите. Способ замера пластового давления выбирают в зависимо­сти от характера насыщения пласта (нефть, газ, вода), назна­чения скважины, способа ее эксплуатации, технического со­стояния и др. Добывающие нефтяные скважины — фонтан­ные и газлифтные, простаивающие обводненные и нагнета­тельные — исследуют, замеряя давление прямым способом, т.е. путем спуска глубинного манометра к середине толщины пласта. В скважинах, где глубина спуска прибора ограничена техническими причинами, замер рзам выполняют на меньшей, 301

	но максимально возможной глубине, ниже которой плот­ность нефти по стволу скважины постоянна. Это условие обеспечивается, если давление в точке замера превышает дав­ление насыщения. Истинное значение пластового давления в таких скважинах определяют по формуле Р» = Рзам + (Н - Нзам)рж /102,                                          (XIII.14) где рж — средняя плотность жидкости в интервале между глу­биной замера Нзам и глубиной середины пласта Н. В пьезометрических скважинах пластовое давление можно замерить глубинным манометром, а также установить путем замера уровня воды или, если скважина переливает, устьевого давления и расчета соответственно по формулам (VII.5) и (VII.6). В механизированных нефтяных скважинах пластовое дав­ление измеряют малогабаритными манометрами, спускаемы­ми в межтрубное пространство на максимально достигаемую глубину, с последующим определением истинного давления по (XIII.14). Остановки скважин для исследования пластового давления могут приводить к существенным потерям текущей добычи нефти. Чтобы избежать этого, часть данных о пластовом давлении можно получать косвенно — по данным измерения в скважинах забойного давления при нескольких (не менее трех) установившихся режимах работы — путем построения зависимости дебит — забойное давление и экстраполяции ее до оси давления. Пользуясь этим методом, можно давать и дифференцированную оценку текущего давления в пластах многопластового объекта разработки. Для этого при исследо­вании объекта в целом на нескольких установившихся режи­мах отбора (замер дебита и забойного давления) замеряют дебит каждого из пластов в отдельности с помощью глубин­ного дебитомера. По полученным данным строят названные зависимости для объекта в целом и для каждого его пласта в отдельности. Экстраполяция их до оси ординат позволяет установить значения текущих пластовых давлений. Сказанное можно проиллюстрировать примером исследо­вания нефтяной скважины, одновременно эксплуатирующей три пласта, на четырех установившихся режимах (табл. 10). Построенные по данным табл. 10 зависимости q — рш6л с их экстраполяцией до оси ординат показаны на рис. 89, из которого следует, что текущее пластовое давление в среднем по объекту в целом равно 18,6 МПа, по пласту I — 18,5, по пласту II — 18,3, ÔÓ Ô·ÒÚÛ III — 18,8 åè‡. 302

	Таблица 10
	Результаты исследований добывающей нефтяной скважины д, т/сут Номер Рзаб^ суммар- пласта пласта пласта режима МПа ный по I II III скважине 1 17,50 191 61,2 43 86,8 2 17,66 162 51 35 76 3 17,91 115 35 21 59 4 18,17 69 19 7 43
	В газовых скважинах без конденсата и без воды на забое пластовое давление можно определить по данным об устье­вом давлении и плотности газа по формуле рт = ру(\ + 0,0000361ргн) или по барометрической формуле РпА = pye003415(PrH/Zcprcp), где ру — давление на устье скважины; рг — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина залегания середины пласта; Гср — средняя температура; Zcp — средний коэффи­циент сверхсжимаемости газа при средних давлении и темпе­ратуре. Значение забойного давления может быть получено только при установившемся режиме работы скважины. В нефтяных скважинах его можно определить несколькими способами в зависимости от назначения и оборудования скважины. В на­гнетательных, фонтанирующих, газлифтных, а также в меха­низированных скважинах, оборудованных для спуска глубин-
	р, МПа 19,0 18,8
	Рис. 89. Индикаторные диа­граммы нефтяных пластов I U), И (2), III (3) Ë ˝ÍÒÔÎÛ‡­тационного объекта в целом (4): дн — дебиты скважин по нефти; р — давление	100 150 qH,т/сут

	ных приборов в затрубное пространство, его замеряют так же, как и пластовое, — прямым способом при спуске манометра к середине пласта. В скважинах, в которых спуск глубинного манометра на нужную глубину встречает трудности, замер производят на максимально возможной глубине с последую­щим пересчетом полученного значения на нужную глубину. В нагнетательных и фонтанирующих скважинах забойное давление определяют также расчетным путем по значению устьевого давления. При этом следует учитывать, что пересчет устьевого давления (буферного давления р6уф) в насосно-компрессорных трубах может приводить к существенным погрешностям из-за неточности поправок на потери на тре­ние при подъеме жидкости. Предпочтительнее пользоваться устьевым давлением в межтрубном пространстве (затрубное давление рзатр), не подверженном влиянию движения жидкос­ти. Использование рзатр для расчета возможно при идентично­сти жидкости и газа в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве. В механизированных скважинах, не приспособленных для спуска глубинных приборов, значения забойного давления определяют по глубине динамического уровня в межтрубном пространстве. При добыче безводной нефти и превышении давления на приеме насоса над давлением насыщения нефти газом применяют расчетную формулу Рза6 - (Я - Л^Р- /Ю2)рг,                                              (XIII.17) где Н — глубина скважины до середины пласта; Л^,, — глу­бина динамического уровня; рн — плотность пластовой неф­ти; рг — давление столба газа на динамическом уровне в межтрубном пространстве, определяемое из устьевого давле­ния ÔÓ (XIII. 16). При обводненной нефти и превышении давления насыще­ния над давлением на приеме насоса расчеты усложняются. Для газовых скважин давление рассчитывают по формуле (XIII. 16), в которой вместо ру используют рзатр при работе скважины по насосно-компрессорным трубам. В водонагнетательных скважинах забойное давление мож­но определять исходя из значения давления на устье в меж­трубном пространстве Paa^: pÁ‡· = Рзатр + НРв/102,                                                     (XIII.18) где рв — среднее арифметическое значение плотности зака­чиваемой воды на устье (рву) и на забое (рвз) скважины. 304

	Для измерения забойного и пластового давления в скважи­нах применяют глубинные манометры, спускаемые на прово­локе и обеспечивающие местную регистрацию давления (не­посредственно в камере прибора) на специальном бланке, — геликсные манометры типов МГГ-63/250, МГН-2 и другие, пружинно-поршневые манометры типа МГП-1 и др. Широко применяют также дистанционные комплексные приборы ти­па "Поток-5", спускаемые в скважину на кабеле и позволя­ющие наряду с регистрацией давления фиксировать дебит, содержание воды в продукции и некоторые другие важные показатели работы скважины. В случаях, когда необходимо получить достаточно точную кривую изменения давления на забое скважины (после ее ос­тановки или в результате изменения режима работы этой или других скважин), применяют пневматические манометры ти­пов ДГМ-4М и ДГМ-5 — дифференциальные. Для измерения забойного и пластового давления механи­зированных скважин, оборудованных для спуска приборов в межтрубное пространство, используют малогабаритные пру­жинно-поршневые манометры типа МПМ-4 и пневматичес­кого типа МДГМ. В таких скважинах замеры можно выпол­нять также геликсным манометром МГН-2У, укрепляемым на насосно-компрессорных трубах под насосами и спускаемым в обсадную колонну. Глубинные манометры разных типов обладают неодинаковыми точностью, надежностью в эксплуа­тации, чувствительностью к температуре в скважинах, преде­лами измерения, масштабом записи. Поэтому тип манометра необходимо выбирать с учетом термодинамических условий месторождения и задач исследования. Замеры статических и динамических уровней в водяных и нефонтанирующих нефтяных скважинах для определения пластового или забойного давления могут быть выполнены с помощью пьезографов и эхолотов различных конструкций. Давление на устье добывающих газовых, фонтанных неф­тяных и водонагнетательных скважин замеряют поверхност­ными (устьевыми) манометрами.
	§ 5. КОНТРОЛЬ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизичес- 305

	кие, термохимические методы) происходит изменение тепло­вого режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за от­клонениями пластовой температуры в интервалах продуктив­ной части разреза скважин от природных геотерм. Темпера­турные замеры в скважинах используются также для изуче­ния работы фонда скважин. В условиях применения внутриконтурного заводнения на­гнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе на­гнетательных и прилегающих добывающих скважин. На не­которых залежах это становится причиной ухудшения усло­вий извлечения нефти из недр. Это особенно характерно для разработки залежей с высоким содержанием парафина в нефти и с температурой начала кристаллизации парафина, близкой к природной пластовой. Снижение температуры в пласте в этих условиях может вызывать выпадение в пусто­тах породы части парафина в виде твердого вещества и об­разование нефтепарафиновой смеси с пониженной подвиж­ностью в пластовых условиях. Типичным примером место­рождений такого типа служит месторождение Узень. Пра­вильная постановка температурных исследований на таких месторождениях позволяет проверять точность теоретическо­го описания скорости и закономерностей изменения тепло­вого режима, масштабов явления, оценивать его влияние на нефтеотдачу и на основе этого намечать или корректировать ранее намеченные мероприятия по управлению процессом разработки. При разработке нефтяных залежей с заводнением ком­плекс температурных исследований предусматривает: контроль за температурой нагнетаемой в пласты породы; наблюдение за изменением геотермических условий про­дуктивных горизонтов; выделение работающих пластов в скважинах; контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин. Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу на­гнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверх­ности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для 306

	нагнетания в пласт воды из поверхностных источников под­вержена сезонным изменениям (рис. 90). Так, в зависимости от сезона температура морской воды, закачиваемой в пласты месторождения Узень, в течение рассмотренного года изме­нялась от 6 до 28 °С. Температура основных продуктивных пластов месторождения 60 — 70 °С. Следовательно, в холодные сезоны года температура нагнетаемой воды была ниже на­чальной пластовой на 30 — 60 °С. Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью про­водят температурные измерения в сети продолжительно про­стаивающих скважин — специально пробуренных контроль­ных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надеж­ные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получа­емых данных такие же, что и при изучении естественного теплового фона (см. главу VII). Подход к скважине фронта аномальных температур отме­чается отклонением текущей термограммы от начальной гео­термы. Разница в значениях температур по геотерме и теку­щей термограмме отражает изменение пластовой температу­ры. На рис. 91 приведены результаты исследования текущей
	t,°C
	II III IV V VI VII VIIIIX X XIXII Месяцы
	Рис. 90. Температура t морской воды, нагнетаемой в пласты месторождения Узень, в разное время года (по данным НГДУ "Узеннефть") 307

	40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60	t,°C
	1140
	Рис. 91. Изменение температуры продуктивных горизонтов в наблюдатель­ной скв. 515 месторождения Узень от закачки холодной воды (по данным ВНИИнефти): 1 — геотерма; 2 — текущая термограмма; породы: 3 — непроницаемые, 4 — проницаемые; 5 — непроницаемый раздел между горизонтами; Н — глуби­на; t — температура
	температуры в одной из контрольных скважин месторожде­ния Узень. На дату исследования в точках наибольшего влия­ния закачки холодной воды температура в горизонте XIII снизилась на 19,5 °С, в горизонте XIV на 4,7 °С. Скорость и масштабы развития температурных аномалий зависят от скорости фильтрации жидкости и продолжительности нагне­тания воды. Наибольшее снижение температуры обычно присуще наиболее проницаемой части пласта, по которой происходит опережающее перемещение воды. Важно учитывать, что скорость формирования и переме­щения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае — фронта охлаждения) отстает от скорости переме­щения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта. Благодаря этому в вы­сокопроницаемых прослоях, по которым происходит уско­ренное продвижение воды, охлаждение пород может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение мо­жет сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намно­го меньше. Это может приводить к повышению вязкости 308

	нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Вы­явление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесооб­разности нагнетания в пласты горячей воды (см. § 4 главы IX). Снижение пластовой температуры в результате перемеще­ния по пласту нагнетаемой воды в добывающей скважине можно установить следующим образом. В период работы скважины безводной нефтью температура потока жидкости в стволе против нижнего работающего интервала имеет ано­мальное значение по сравнению с природной за счет дрос­сельного эффекта. В стволе скважины температура снижается постепенно в направлении от забоя к устью в связи с поте­рями тепла в окружающую скважину среду. С началом по­ступления в скважину воды (первые порции ее имеют пласто­вую температуру) происходит увеличение забойного давления и соответствующее уменьшение дебита скважины. При этом снижается скорость подъема жидкости в скважине и соот­ветственно возрастают потери тепла; снижение температуры по стволу скважины происходит несколько интенсивнее. Подход к скважине по наиболее быстро вырабатываемым прослоям фронта охлаждения приводит к весьма значитель­ному снижению температуры жидкости в скважине выше места поступления воды. Это место фиксируется резким сдвигом температурной кривой в сторону меньших значений температуры. При обводнении нижней части эксплуатацион­ного объекта исчезает влияние на изменение температуры дроссельного эффекта. Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуа­тационного объекта. Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих измене­ния их температуры, проводится аналогичным образом. Термометрические исследования нагнетательных скважин (преимущественно остановленных) дают возможность доста­точно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающи­ми в добывающих скважинах, эти исследования дают цен­ную информацию для оценки охвата пластов процессом за­воднения. Метод термометрии имеет определенные преиму­щества перед методом потокометрии, применяемым для ре- 309

	Рис. 92. Примеры выделения пластов, принимающих воду, по термограм­мам остановленных нагнетательных скважин (по данным ВНИИнефти). Эффективная толщина йэф; 1 — принимающая воду (йроб), 2 — не принима­ющая воду; 3 — интервал перфорации; 4 — непроницаемые прослои; 5 — термограмма

	шения этой же задачи. Он дает возможность выделять истин­но заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, прини­мающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода по­ступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цемент­ного камня за колонной. В.Л. Лутков, внесший большой вклад в развитие термометрических методов контроля за разработкой, рекомендует в качестве интервалов, принима­ющих воду, выделять на термограмме остановленной нагнета­тельной скважины интервалы с отрицательными температур­ными аномалиями. Характерные примеры такого выделения приведены на рис. 92. При проведении границ принимающих интервалов учитывается тот факт, что отрицательные анома­лии распространяются вверх и вниз по стволу скважины под действием теплопроводности жидкости и металла, а также вследствие охлаждения пород, подстилающих и перекрываю­щих продуктивные пласты. Периодическое снятие температурных кривых в водонаг-нетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы плас­тов, случаи выключения ранее действовавших пластов из ра­боты и др. Изучение температурных условий в скважинах дает воз­можность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии можно выявить один из наиболее опас­ных для процесса разработки дефектов скважины —низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкос­тей по затрубному пространству в неперфорированные плас­ты — продуктивные или водоносные. Перетоки воды в на­гнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательной температур­ной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта. В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через наруше­ние колонны, поступление воды по заколонному пространст­ву из нижнего неперфорированного пласта и др. Термомет­рические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.

	Глава XIV КОНТРОЛЬ ОХВАТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ § 1. КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более полное вовлечение объема залежи в процесс дренирования, поэтому большое значение имеет контроль этого процесса. Степень вовлечения объекта в раз­работку характеризуется коэффициентом охвата залежи раз­работкой -кохвр, представляющим собой отношение части эф­фективного объема объекта Уонр, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которы­ми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта) Уобщ: *охв.р = Кхв.Р/К6щ-                                                              (xiv. 1) При разработке газовых и газоконденсатных залежей, ко­торая осуществляется в условиях природных режимов, при незначительной макронеоднородности горизонта из-за боль­шой подвижности пластового газа &охв.р приближается к еди­нице. Разработка нефтяных эксплуатационных объектов, осо­бенно при больших площадях нефтеносности и вследствие повышенной вязкости нефти, характеризуется слабой гидро­динамической связью между отдельными их частями. В ре­зультате изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим значение &охвр чаще намного меньше единицы. Как уже отмечалось, нефтяные месторождения разрабаты­вают в основном с искусственным воздействием на пласт. При этом важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти водой. Охваченными процессом вытеснения считают те части эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластово­го давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с ус­тойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной ха­рактеристике перфорированных пластов. 312

	Коэффициент охвата вытеснением кохввыт представляет со­бой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) V"OXBBbIT, участвующей в дрениро­вании под воздействием вытесняющего агента, к общему эф­фективному объему залежи (объекта) У"о6щ: -^охв.выт          "охв.выт' "общ1                                                                                     (XlV.Zj Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу (VII.7), используемую для прогноза коэффициента нефтеизв-лечения. Его значение во многом определяет конечную неф­теотдачу. Стремление к достижению возможно большего значения этого коэффициента играет решающую роль при выборе си­стемы разработки для новой залежи и является основной це­лью управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки. При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по толщине &охввыт л определяют как от­ношение нефтенасыщенной толщины, подвергающейся воз­действию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине объекта. В нагнетательных скважинах подвергаю­щимися воздействию считают те пласты и прослои, в кото­рые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах — пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях ста­бильного или даже возрастающего пластового давления. Коэффициент охвата вытеснением по площади &ОХВВЫТ5 определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он принимается равным отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей пло­щади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. Величины £ОХВВЫт л, ^.выг s и £охввыт зависят в первую оче­редь от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответ­ствия принятой системы разработки геологической характе­ристике объекта и уровень ее реализации. Рассмотрим особенности охвата процессом вытеснения для случая, когда эксплуатационный объект представлен мо­нолитным пластом. При нагнетании в такой пласт воды &охввыт л можно считать равным единице. На охват этого объекта процессом вытеснения по площади в первую очередь влияют фильтрационные свойства пласта. При прочих равных усло­виях расстояние, на которое по горизонтали воздействует 313

	закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости плас­та и уменьшением вязкости нефти. Для характеристики фильтрационной способности пласта используют отношение этих параметров &пр/ц,н, называемое подвижностью нефти в пластовых условиях или проводимостью пласта. Как показы­вает опыт разработки, при пониженной подвижности нефти (-кпр/щ, < 0,1 м4(Н-с)) влияние от разрезающего ряда нагнета­тельных скважин распространяется не далее 1 — 1,5 км в каж­дую сторону от него. Поэтому в таких условиях принимают, что ширина полос между разрезающими рядами не более 2 — 3 км. При высокой подвижности нефти (.кпр/ц,н а 0,1 м4(Н-с)) влияние нагнетания воды распространяется на большее рас­стояние, поэтому ширину полос между линиями разрезания можно принимать большей — до 4 — 5 км. Выбор оптималь­ной ширины полосы между разрезающими рядами (определение возможности применения законтурного завод­нения, выбор расстояния между очагами заводнения и т.д.), соответствующей фильтрационной характеристике пласта, обеспечивает охват залежи воздействием по всей ее площади. Завышение ширины полос при разрезании залежей или при­менение законтурного заводнения при большой ширине за­лежи приводит к тому, что внутренняя, удаленная от нагнета­тельных скважин часть площади не испытывает воздействия. Большое влияние на степень охвата пласта вытеснением по площади оказывает его микро- и макронеоднородность. Наличие локальных участков отсутствия коллекторов, участ­ков с низкой проницаемостью, дизъюнктивных нарушений приводит к низкой приемистости или ее отсутствию в части нагнетательных скважин, отсутствию взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами и в результате ограничивает распространение влияния закачки на отдельные части площади. Значение коэффициента охвата воздействием зонально-неоднородного пласта зависит от расположения нагнетатель­ных и добывающих скважин. Их расположение без учета характера неоднородности увеличивает количество и размеры участков, не испытывающих влияния закачки. Кроме того, вне процесса вытеснения оказываются локальные участки вдоль границ распространения коллекторов, за добывающими скважинами, хотя на них распространяется влияние закачки (рис. 93). На этапах проектирования разработки учесть при размещении проектных скважин неоднородность во всех ее деталях не удается, так как она бывает изучена еще не в полной мере. Сокращение размеров не охваченных вытесне- 314

	Рис. 93. Охват процессом вы­теснения прерывистого про­дуктивного пласта: 1  — границы распространения коллекторов; зоны пласта: 2    — охваченная процессом вытеснения, 3 — не охвачен­ные процессом вытеснения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные
	нием зон залегания коллекторов возможно за счет бурения скважин резервного фонда. Значение коэффициента охвата вытеснением по площади тесно связано также с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях). Если это соотношение меньше единицы, т.е. за­качка меньше отбора, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают его вовсе. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости является, таким образом, одной из важнейших предпосылок увеличения ко­эффициента охвата вытеснением. При разработке многопластового эксплуатационного объ­екта явления, рассмотренные для однопластового объекта, могут быть свойственны каждому из пластов в отдельности. При этом на разных участках объекта в плане могут совме­щаться зоны пластов как с примерно одинаковой, так и с существенно различающейся характеристикой охвата вытес- 315

	нением. Следует иметь в виду, что выполняемое из экономи­ческих соображений объединение неоднородных пластов для совместной их разработки объективно приводит к снижению в той или иной мере степени охвата каждого из них процес­сом вытеснения. Это обусловлено особенностями приемисто­сти пластов в нагнетательных скважинах. Установлено, что при совместной перфорации в нагнетательных скважинах пластов с различной проницаемостью воду принимают плас­ты с повышенной проницаемостью, в то время как в менее проницаемые пласты и прослои вода не поступает. На рис. 94 показана особенность охвата воздействием объекта разработки, состоящего из двух пластов. В скв. 1 воду принимает только нижний пласт • , который на этом участке более проницаем, чем пласт а, в результате в запад­ной части объекта воздействием охвачена только его нижняя часть. В скв. 2 воду принимает лишь верхний (более прони­цаемый на этом участке) пласт и, следовательно, в восточной части объекта воздействием охвачена лишь его верхняя часть. На Ромашкинском нефтяном месторождении в разрезе горизонта Д1г разрабатываемого в виде единого эксплуатаци­онного объекта, выделяют семь пластов-коллекторов. В усло­виях прерывистого залегания по площади каждого из них, постепенного уменьшения числа нефтенасыщенных пластов к периферии залежи и наличия мест слияния пластов в разре­зах скважин часто встречается два — четыре пласта. Анализ приемистости пластов при давлении нагнетания воды 12 МПа показал, что при наличии в разрезе нагнетательных скважин двух пластов они оба принимают воду только в 50 % сква­жин, а в остальных скважинах в один из пластов вода не по­ступает. В скважинах, в разрезе которых три изолированных пласта, в 50 % случаев воду принимает только один пласт, в 30 % случаев — два пласта и лишь в 20 % все три пласта.
	Скв.2 V	Рис. 94. Охват вытеснением объекта разработки, состо­ящего из пластов а и б. Скважины: 1 — добываю­щие, 2 — нагнетательные; 3 — интервал перфорации; коллекторы: 4 — малопро­ницаемый, 5 — высокопро­ницаемый
	316

	Среди скважин, имеющих в разрезе четыре пласта, не выяв­лено таких, где все пласты принимают воду. Связано это с тем, что для освоения под закачку пластов с разной проница­емостью требуются разные репрессии — меньшие при высо­ких значениях проницаемости и большие при низких. При совместном освоении пластов с резко различающейся прони­цаемостью вода поступает только в те пласты, для которых применяемое давление нагнетания воды оказывается доста­точным. Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании выделения эксплуатационных объектов на мно­гопластовом месторождении, а также при обосновании и вы­полнении комплекса мероприятий по управлению процессом разработки, в том числе включению в работу возможно большей части нефтенасыщенной толщины объекта. Методика оценки коэффициента охвата эксплуатационно­го объекта процессом вытеснения основана на использова­нии карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. Для однопластового экс­плуатационного объекта строят одну такую карту, для много-пластового объекта их количество соответствует числу плас­тов в объекте. Указанные карты строят на основе карт рас­пространения коллекторов. На них указывают местоположе­ние нагнетательных и добывающих скважин, границы рас­пространения коллекторов с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов — с вы­сокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные наруше­ния, границы зон вытеснения. По карте охвата находят ^охввыт и ^общг которые определяют в соответствующих грани­цах как произведение средней толщины пласта на величину площади. По многопластовому объекту в целом коэффициент охва­та вытеснением может быть определен как среднее взвешен­ное по толщине из значений этого коэффициента, получен­ных для отдельных пластов: п                           п (XIV.3) где &охввыт, и Л, — соответственно коэффициент охвата вы­теснением и нефтенасыщенная толщина г-го пласта объекта. Различают прогнозный и фактический коэффициенты ох­вата вытеснением. Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновы­вают при подсчете запасов и проектировании разработки 317

	месторождения для определения технологического коэффи­циента нефтеизвлечения. Поскольку данных о неоднородности пластов, полученных по разведочным скважинам, бывает недостаточно, при со­ставлении первого проектного документа значение &охввыт можно принять равным &охввыт идентичных пластов более изу­ченных ближайших залежей его же горизонта. При составлении второго проектного документа, когда имеются данные бурения скважин основного фонда, могут быть использованы карты распространения коллекторов, сос­тавленные непосредственно по изучаемым пластам. Границы зон воздействия при этом наносят на карты предположитель­но, исходя из особенностей макронеоднородности пластов. Известно несколько способов выделения таких зон при прогнозе коэффициента охвата вытеснением. Широко используется способ прогноза &охв.выт, предложен­ный Ю.П. Борисовым, В.В. Воиновым, З.К. Рябининой. Спо­соб основан на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта на непрерывную часть Vs, полулинзы Упд и линзы Уд. На карте распространения коллекторов к непрерывной части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два выхода к контуру питания (нагнетания), т.е. получающие воздействие с противоположных сторон. К по­лулинзам относят участки коллекторов, прилегающие лишь к одной линии нагнетания, вследствие чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны. К линзам относят изолированные участки пласта-коллектора, окружен­ные со всех сторон непроницаемыми породами и не выхо­дящие на линии нагнетания. При прогнозировании &охввыт исходят из следующего допу­щения. Непрерывные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направлениям, будут охваче­ны этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только в одном направлении со стороны нагне­тательных скважин. При этом между последним рядом добы­вающих скважин и границей распространения коллекторов будут оставаться участки, не вовлекаемые в разработку, по­этому полулинзы окажутся охвачены вытеснением не полно­стью. В линзах вытеснение происходить не может, поэтому они остаются вне границ охвата вытеснением. В соответствии с этим прогнозный коэффициент охвата воздействием определяется по формуле *охв.выт = К + «Упд) / Уо6щ,                                                  (XIV.4) 318

	где Уо6щ — полный объем нефтенасыщенного пласта; а — коэффициент, определяемый исходя из длины полулинз в направлении, соответствующем общему направлению вытес­нения. На рис. 95, а показано определение VH, Упд и Уд на соот­ветствующих участках прерывистого продуктивного пласта при законтурном (приконтурном) заводнении. Прогнозный коэффициент охвата в целом по этому пласту *охв.выт = [VH + а(Упд1 + Упд2 + Упд3)]/К6щ-                                     (XIV.5) Важно подчеркнуть, что доли объемов VH, Упд, Уд в общем
	Рис. 95. Выделение объемов непрерывной части пласта VH, полулинз Vn, и линз V, для определения коэффициента охвата вытеснением: а — законтурное заводнение; б — внутриконтурное заводнение. Штрих-пунктирными линиями показано положение рядов нагнетательных скважин 319

	объеме залежи во многом зависят от системы заводнения (или другого вида воздействия). На рис. 95, б показано VH, Упд, Уд для того же пласта, но в случае применения наряду с законтурным заводнением еще и разрезания тремя рядами нагнетательных скважин. В результате разрезания существенно увеличилась площадь и соответственно объем непрерывной части пласта, к кото­рому теперь стали относиться объемы Ун1 и Ун2, Ун3. Сокра­тился объем полулинз, в котором остались небольшие участ­ки Упд1, Упл2, Упд3, Упд4, Упл5, Упд6, уменьшился объем линз, по­скольку в новых условиях линзы представлены лишь объе­мами Уд1 и Ул на соответствующих участках пласта. Прогнозный icOXBBbIT при этом значительно повышается и составляет + Vh2+ Унз+ «(Упд1+ Vm2+ Vm3 + / Кбн,                                                    (XIV.6) Из приведенного примера видно, что при прерывистом строении пласта, меняя положение и количество нагнетатель­ных скважин, можно увеличивать охват залежи воздействием. При залегании прерывистых пластов преимущественно в виде полос сложной конфигурации М.М. Саттаров и другие исследователи предлагают использовать иной способ опреде­ления &охв.выт. Он основан на предпосылке, что при заводне­нии подобных пластов в процесс вытеснения не включаются в работу окраины полос коллекторов вдоль границ их рас­пространения, имеющие в среднем ширину, равную половине расстояния между добывающими скважинами при принятой сетке их размещения (см. рис. 93). При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытес­нением определяется по формуле
	kLFÓı‚.‚˚Ú = l-Ia/2F,                                                     (XIV.7) где I — общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пределах залежи; a — принятое расстоя­ние между добывающими скважинами; F — площадь распро­странения коллекторов в пределах залежи; La/2F — коэффи­циент потерь за счет неполного охвата пласта воздействием. Применение этого способа определения прогнозного &охв.выт позволяет количественно оценивать влияние на его величину плотности сетки добывающих скважин. 320

	В процессе разработки эксплуатационного объекта перио­дически (обычно на конец года) составляют карты фактичес­кого охвата процессом вытеснения каждого пласта эксплуа­тационного объекта и объекта в целом. Это делается для оценки эффективности принятой системы и процесса разра­ботки — для выяснения соответствия фактического охвата проектному, выявления частей объекта, недостаточно участ­вующих в дренировании, а также для обоснования техноло­гических мероприятий, направленных на активизацию их разработки. Для построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных, характеризующих работу скважин и пластов в целом. § 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ ОДНОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА Для однопластового объекта карту фактичес­кого охвата вытеснением обычно составляют, используя дан­ные о соотношении объемов закачиваемой и отбираемой жидкости, о динамике пластового и забойного давления в скважинах, о закономерностях изменения дебита и обвод­ненности скважин, промыслового газового фактора и др. В этом случае получаемые по скважинам данные характеризуют работу пласта в соответствующих точках и на соответствую­щих участках объекта по всей его толщине. Изучение соотношения объемов закачки и отбора позво­ляет дать оценку охвата воздействием для отдельных участков залежи с практически повсеместно залегающим и сравни­тельно макрооднородным пластом. Для этого площадь залежи условно разбивают на участки, "обслуживаемые" той или иной группой нагнетательных скважин (или отдельными скважинами). Например, участки, расположенные по обе стороны от отрезков разрезающего ряда, участки вокруг оча­говых скважин и т.п. Размеры и количество участков выби­рают в зависимости от размещения нагнетательных скважин, их приемистости, дебитов эксплуатационных скважин с та­ким расчетом, чтобы показатели работы скважин в пределах каждого участка имели близкие характеристики, но различа­лись по разным участкам. По сумме скважин каждого из выделенных участков опре- 321

	деляют текущие объемы отбора жидкости в пластовых усло­виях и закачиваемого агента. Участки, характеризующиеся компенсацией объема отбираемой жидкости объемом закач­ки, могут быть отнесены к хорошо охваченным воздействи­ем. В пределах участков, где объем текущей закачки меньше объема отбора, можно ожидать наличия полей, не охвачен­ных воздействием закачки. На участках, где закачка не про­изводится, воздействие обычно отсутствует, хотя возможны случаи некоторого воздействия на них со стороны участков, на которых объемы закачки значительны. Сравнительную оценку охвата участков пласта воздействи­ем можно получить также, сопоставляя темпы добычи нефти из них, текущую и накопленную обеспеченность отбора за­качкой агента в пласт. Достаточно уверенно об охвате воздействием отдельных участков пласта и пласта в целом судят по данным динамики пластового давления. На участках объекта разработки, охва­ченных воздействием, пластовое давление в эксплуатацион­ных скважинах в течение длительного времени остается ста­бильно повышенным при достаточно высоких темпах добы­чи нефти; на участках с недостаточным воздействием пласто­вое давление постепенно снижается; на участках, не охвачен­ных воздействием, давление снижается весьма интенсивно даже при низких темпах добычи нефти. Анализ проводят, сопоставляя карты изобар на ряд последовательных дат. По картам изобар по резкому снижению пластового давления можно установить местоположение литологических или тек­тонических экранов, препятствующих распространению вли­яния от нагнетания воды. О степени охвата отдельных участков процессом вытесне­ния можно судить и по показателям работы скважин. Так, о расположении скважин в зонах влияния закачки говорит их устойчивый дебит, соответствующий продуктивности пласта. Снижение дебита скважин или низкий дебит при высокой продуктивности скважин, наоборот, свидетельствуют о недо­статочно интенсивном процессе вытеснения или о располо­жении скважин вне зоны охвата вытеснением. Рост промыс­лового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке залежи пластового давления ниже давления насыщения, что может служить признаком распо­ложения этого участка за пределами зоны, охваченной про­цессом вытеснения. Низкая приемистость нагнетательных скважин на некоторых участках пласта обычно служит пока­зателем недостаточного охвата их воздействием. 322

	Комплексный анализ всех наблюдений, характеризующих эксплуатацию скважин и участков пласта, позволяет нанести на карту распространения коллекторов границы зон, охва­ченных вытеснением, а в ряде случаев и дифференцировать эти зоны по степени активности процесса. При этом могут быть выделены три группы зон. 1. Зоны пласта с охватом активным процессом вытесне­ния. Это участки пласта на карте охвата вытеснением, в пре­делах которых благодаря восполнению закачкой достаточно высоких отборов нефти обеспечиваются высокое пластовое давление и активная работа всех скважин с устойчивыми де-битами, соответствующими продуктивности пласта. 2. Зоны, охваченные заводнением, но с недостаточно ак­тивным процессом вытеснения, соответствующие участкам пласта, которые в связи с ограниченными объемами нагнета­ния воды или с частичной экранированностью испытывают недостаточное воздействие, что приводит к снижению плас­тового давления и пониженным дебитам, не соответствую­щим продуктивности пласта. 3. Зоны, не охваченные процессом вытеснения нефти во­дой, т.е. участки пласта, в пределах которых влияние закачки воды практически не наблюдается и происходит (или уже произошло) редкое снижение пластового давления.
	§ 3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ МНОГОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА Как было показано, при разработке много­пластового эксплуатационного объекта обеспечение доста­точно полного охвата пластов процессом вытеснения пред­ставляет более сложную задачу, чем при разработке однопла-стового объекта. Значительные трудности представляет и количественная оценка фактического охвата многопластового объекта про­цессом вытеснения. Как уже отмечалось, для этого необхо­димо определить кохввыт для каждого пласта в отдельности и затем перейти к оценке этого показателя для объекта в це­лом. Однако показатели работ скважин в этих условиях от­ражают работу какой-то суммы пластов — всех пластов объ­екта или их части, обычно неизвестно какой. Следовательно, показатели работы скважины в целом в подавляющем боль- 323

	шинстве не могут быть использованы для характеристики охвата разработкой отдельных пластов. В связи с этим при изучении охвата вытеснением много-пластового объекта необходимо использовать всевозможные наблюдения в возможно большем количестве скважин, отно­сительно равномерно размещенных по площади объекта, ко­торые при комплексном использовании позволяют получить дифференцированную оценку работы пластов. В первую очередь необходимо организовать систематичес­кие наблюдения за работой тех нагнетательных и добываю­щих скважин, в которых вскрыт перфорацией только один из пластов (в связи с отсутствием в разрезе скважины других пластов-коллекторов, расположением скважины в зоне ВНК, где нижние пласты водоносны, и т.д., а также наличием спе­циально подготовленных для контроля за работой отдельных пластов). Таких скважин бывает немного, но они дают наи­более надежную информацию и поэтому на протяжении все­го периода разработки должны находиться в центре внима­ния промыслового геолога. В скважинах, как нагнетательных, так и добывающих, в которых перфорацией вскрыты два пласта или более, долж­ны проводиться глубинные исследования, главная цель кото­рых — выявить работающие и бездействующие пласты и дать количественную оценку показателей эксплуатации каж­дого из работающих пластов. Поскольку охват залежи вы­теснением обеспечивается за счет нагнетания воды, в первую очередь выявляются и оцениваются пласты, принимающие воду в нагнетательных скважинах, затем (или параллельно) ведут соответствующие исследования пластов в добывающих скважинах. Ниже дается краткая характеристика методов исследования скважин, с помощью которых решается эта задача. Метод радиоактивных изотопов. Для выявления пластов, принимающих воду в нагнетательных скважинах, одним из первых стали использовать метод радиоактивных изотопов. В нагнетаемую воду добавляют радиоактивное вещество, часть которого адсорбируется на породе принимающих ее пластов. В результате на диаграммах гамма-каротажа, снятых после закачки изотопов, эти пласты выделяются резкими радиоак­тивными аномалиями. Сравнивая диаграммы гамма-каротажа, снятые до и после закачки изотопов, можно с большой сте­пенью надежности выделять такие пласты. На рис. 96 приведены результаты исследования методом изотопов одной из нагнетательных скважин Ромашкинского 324

	Глуби­на, м	■ В75А0,75М - - ПС                            ГМ О 5 10 Ом м 360 480 600 имп/мин
	Рис. 96. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивны­ми изотопами. Пласты: 1 — работающие, 2 — неработающие; 3 — интервал перфорации
	месторождения. В скважине перфорированы четыре продук­тивных пласта, в которые производится совместная закачка воды. На диаграмме гамма-каротажа видно, что воду прини­мают только два из этих пластов — верхний и нижний, в то же время в связи с некачественным цементированием колон­ны часть воды поступает в два нижезалегающих, частично или полностью водоносных неперфорированных пласта (такие нежелательные случаи не единичны, и их выявление позволяет устранять непроизводительную закачку воды). По тому же принципу принимающие воду пласты можно выделять путем закачки вместе с водой веществ, обладающих аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов и фиксируемых в пластах методом импульсного нейтронного каротажа. Недостаток метода заключается в том, что он, обеспечивая качественную картину, количественного выражения приемис­тости пластов не дает. Поэтому, а главное в интересах охра­ны недр, метод радиоактивных изотопов на практике широ­кого применения не нашел. Метод механической потокометрии. Работу пластов в на­гнетательных и добывающих скважинах изучают с помощью глубинных расходомеров-дебитомеров, фиксирующих ско- 325

	рость потока по стволу скважины. Основной узел прибо­ра — датчик турбинного типа (вертушка), реже поплавково­го, дискового или других типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сече­ние скважины в точке установки прибора. Перемещая при­бор по стволу скважины и замеряя частоту вращения вер­тушки, устанавливают количество жидкости, перемещающей­ся на разных глубинах. Данные замеров представляются в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), пока­зывающих дебиты (приемистость) каждого пласта. На рис. 97 показан профиль притока по добывающей скважине, в которой перфорированы три пласта. В этой скважине дебитомер фиксирует приток жидкости только из двух верхних пластов. Дебит верхнего пласта составляет око­ло 52 м3/сут, в том числе из самой верхней его части посту­пает примерно 5, из средней части 15, из нижней около 32 м3/сут. Средний пласт работает с дебитом около 47 м3/сут, в том числе из его верхней части поступает приблизительно 20 м3/сут, из нижней около 27 м3/сут, а из средней части приток не фиксируется. На рис. 98 приведен профиль приемистости нагнетатель­ной скважины, в которой перфорированы три пласта. Из них воду принимает только нижний, наиболее мощный вы­сокопроницаемый пласт. Суммарная приемистость его около 500 м3/сут, причем по толщине она неравномерна. Метод механической потокометрии применяется весьма широко на практике.
	о ю 20 Ом ----50 100 Ом м
	Рис. 97. Профиль притока в добывающей скважине по данным исследова­ния глубинным дебитомером. Условные обозначения см. на рис. 96 326

	Глуби­на, м --50 100 Ом Ом м м 0 50 100 м3/еут 1 1 1 1 / 1670 / 1680 — — J > .------ 25 И- У мВ -н 1
	Рис. 98. Профиль приемистости нагнетательной скважины по данным ис­следования глубинным расходомером. Условные обозначения см. на рис. 96
	Метод термокондуктивной потокометрии. Он основан на зависимости температуры специального датчика глубинного прибора от скорости проходящего потока жидкости. Термо­датчиком служит резистор, нагреваемый током до темпера­туры выше окружающей среды. Результаты измерений в скважинах, проводимых термо-кондуктивными дебитомерами-расходомерами, также пред­ставляются обычно в виде кривых, характеризующих про­филь притока (расхода) в интервале продуктивного разреза скважины. Этот метод в отличие от метода механической потокомет­рии менее точен. Его можно использовать главным образом для качественных оценок, т.е. для выделения работающих и неработающих пластов. При использовании методов механической и термокондук­тивной потокометрии необходимо учитывать, что выделяе­мые ими интервалы часто оказываются меньше фактически работающей толщины пласта. Этот факт установлен на ос­новании многочисленных прямых и косвенных наблюдений. Так, коэффициент охвата для горизонта At Ромашкинского месторождения, определяемый в соответствии с работающей толщиной, полученной по данным потокометрии, оказался меньше заводненной части горизонта, где охваченный вы­теснением (т.е. уже заводненный!) объем надежно выделен другими методами. Занижение глубинными дебитомерами-расходомерами ра­ботающей толщины пластов связано с недостаточной чувст- 327

	вительностью приборов, а также с неучетом ими особеннос­тей потоков жидкости между скважинами. Из сказанного следует, что данные дебитометрии-расходометрии следует использовать в комплексе с другими данными. С помощью информации, получаемой методом потокоме-трии, можно надежно определять, какие из перфорирован­ных пластов не включены в работу в данной скважине и ка­ков дебит (приемистость) каждого пласта, работающего в скважине. Термометрический метод. Использование метода предус­матривает снятие температурных кривых в продуктивной части разреза, что позволяет выделять работающие и нерабо­тающие пласты. Особенно результативен он в нагнетатель­ных скважинах. В стволе действующей нагнетательной скважины устанав­ливается наведенный тепловой режим, отличающийся от при­родного, и температурная кривая приобретает вид почти вер­тикальной линии с характерным изломом против подошвы нижнего поглощающего пласта. После прекращения закачки против не принимающих воду интервалов разреза происхо­дит быстрое восстановление температуры, против поглоща­ющих интервалов температура длительное время остается сниженной. На температурной кривой, снятой при остановке скважины, поглощающие пласты четко фиксируются отрица­тельными аномалиями температуры. На рис. 99 приведена термограмма нагнетательной сква-
	Глуби-на, м	— В75А0,75М - - ПС Термограмма О 5 10 Ом м 28 29 30 31 32 °С
	Рис. 99. Термограмма нагнетательной скважины. Условные обозначения см. на рис. 96
	328

	жины, снятая через некоторое время после прекращения за­качки. На термограмме видно, что из трех перфорированных пластов в скважине воду принимает только один — средний. Выделение работающих пластов по термограммам в добы­вающих скважинах, полученным при их работе, менее на­дежно, так как распределение температуры по стволу сква­жины определяется рядом факторов: дроссельным эффектом, калориметрическим смешиванием жидкости, поступающей в скважину из пластов с разной температурой, теплообменом восходящего потока с окружающими ствол скважины гор­ными породами. Термограмма действующей скважины с одним работаю­щим пластом имеет простой вид: против подошвы работаю­щего пласта за счет проявления дроссельного эффекта на­блюдается сдвиг температурной кривой Т на величину At по сравнению с естественной геотермой То (рис. 100). Кровля работающего пласта на термограмме не выделяется. В добывающей скважине с несколькими работающими пластами поступление жидкости из верхних пластов отмеча­ется скачкообразным изменением угла наклона термограммы к оси глубин, связанным с калориметрическим смешиванием двух потоков жидкости (восходящего и притекающего из Ô·ÒÚÓ‚) (рис. 101). Метод фотоколориметрии нефти. Основан метод на опре­делении коэффициента светопоглощения нефти Ксп, который зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Ксп нефти определяют путем исследования про­бы нефти, отобранной на устье скважины, с помощью фо­токолориметрии. Обычно его значение изменяется в доста­точно широких пределах по площади залежи и по толщине
	Рис. 100. Проявление дрос­сельного эффекта на термо­грамме действующей добы­вающей скважины с одним работающим пластом: 1 — интервал перфорации;		48 49 50 Т, °С -1210 \ -1220 - V -1230 IIIIIII ~ * -1240 - \ \ Н, м m
	|,	— геотерма; i — термо-
	грамма
	329

	5/		52	53 Т,°С	Рис. 101. Термограмма дейст­вующей добывающей сква­жины с дроссельным эффек­том против нижнего пласта и эффектом калориметрическо­го смешивания жидкости против двух верхних плас­тов. Условные обозначения см. на рис. 100
	-1310 -	\ т - \: .\1 HIM - \
	-1320 -
	-1330
	-1340
	-1350 Н,м
	горизонта: из скважин добывается "меченая" нефть, имею­щая определенные свойства в каждой точке пласта. Значение Ксп увеличивается от свода к периферии залежи и от кровли к подошве пласта. Так, Ксп нефти горизонта At Бавлинского месторождения возрастает от 192 ед. в присво-довой части залежи до 450 ед. вблизи внешнего контура неф­теносности. В процессе разработки этого однопластового относительно монолитного эксплуатационного объекта с применением законтурного заводнения происходит стягива­ние контуров нефтеносности. В результате нефть из перифе­рийных частей залежи перемещается к скважинам внутрен­них ее частей. Соответственно Ксп добываемой из этих сква­жин нефти возрастает. Периодически строя карты значений Кш нефти в изолини­ях и сопоставляя их, можно судить о направлении линий то­ка жидкости в пласте и скорости ее движения. Многопластовые объекты нередко характеризуются рез­ким изменением значений Ксп нефти по разрезу, в результа­те чего пласты или группы пластов имеют разные диапазоны значений Кш. Так, в пласте ~Б1 на Западно-Сургутском место­рождении в Западной Сибири Кш нефти изменяется от 300 до 543 ед., а в разрабатываемом совместно с ним пласте Б10 — в диапазоне 120 — 310 ед. Учитывая резкое различие Ксп нефтей разных пластов, по значению Ксп нефти, получаемой из скважины, можно судить, какие пласты в ней работают на дату замера.
	330

	При точно установленных закономерностях изменения Ксп нефти по толщине объекта разработки и по площади каждо­го пласта можно рассчитать количественное распределение дебита скважины между совместно работающими пластами. Так, при двухпластовом объекте доли пластов в общем деби­те скважины соответственно равны:
	1  = (Ксп2 - Кспсм)(Ксп2 - Kcnl); 2  = (Кспсм ~ Kcnl)(Kcn2 - Kcnl).	(XIV.8)
	где qu q2 — относительные дебиты соответственно первого и второго пластов; Ксп1, Ксп2 — значения Ксп нефти соответст­венно первого и второго пластов; Ксп см — смеси нефти двух пластов, полученной из скважины. Кроме описанных выше методов, для выделения работа­ющих и неработающих пластов могут привлекаться и другие виды исследования, такие, как нейтронный каротаж, резис-тивиметрия и т.п. Выделение неработающих пластов ней­тронными методами основано на том, что в их призабойной зоне остается фильтрат промывочной жидкости, попавшей при бурении или при ремонте скважин, и на диаграммах ме­тодов НГМ —ННМт они выделяются как водоносные. Если скважина дает безводную нефть, значит, эти пласты не участ­вуют в работе скважины.
	В75А0,75М - - ПС О 10 20 Ом м нгм - - ннм т 16000         20000 имп/мин
	Рис. 102. Определение неработающих пластов в добывающей скважине по данным комплекса НГМ—ННМт. Условные обозначения см. на рис. 96 331

	На рис. 102 приведен пример выделения работающих и неработающих пластов в безводной эксплуатационной сква­жине нейтронными методами. Здесь верхние три прослоя по комплексу НГМ —ННМт выделяются как нефтеносные, сле­довательно, они работают. Нижний, нефтеносный по данным электрометрии, перфорированный пласт, видимо, не работа­ет, так как на диаграммах радиометрии он выделяется как водоносный. Поскольку скважина работает безводной неф­тью, можно полагать, что этот пласт загрязнен фильтратом раствора, а это в свою очередь указывает на то, что приток из него не вызван. Как уже указывалось, важную информацию о степени ох­вата пласта процессом вытеснения дают данные о пластовом давлении. Однако в условиях совместной работы пластов в скважине фиксируется давление, соответствующее наиболее активно работающему пласту. Данные о пластовом давлении в каждом из пластов можно получить косвенным способом — путем исследования скважины методом установившихся от­боров с определением дебита пластов глубинным потокоме-ром и замером забойного давления, общего для всех пластов. Построение по этим данным индикаторных диаграмм и экс­траполяция их до оси давлений позволяют найти значения пластового давления для каждого пласта в отдельности (см. § 4 „·‚˚ XIII). Для построения карт охвата пластов многопластового объ­екта воздействием проводят систематизацию и обобщение в комплексе всей имеющейся промыслово-геологической ин­формации об особенностях геологического строения объекта разработки, применяемой системы разработки, о работе каждого пласта в скважинах, взаимодействии добывающих и нагнетательных скважин. Обобщение данных проводят примерно в такой последо­вательности. Вначале обобщают все данные о строении объекта разра­ботки: для каждого пласта многопластового объекта строят карты, характеризующие его макро- и микронеоднородность по площади, — карты распространения коллекторов в целом и коллекторов разных типов. Эти карты используются в ка­честве геологической основы для анализа. Затем обобщают все имеющиеся данные о работе пластов в каждой действующей нагнетательной и добывающей сква­жине: выделяют работающие и неработающие пласты, опре­деляют приемистость и дебиты работающих пластов. При обобщении информации о работе пластов полез- 332

	но разделить ее по степени надежности на несколько групп. К группе самых достоверных данных следует относить информацию, полученную по скважинам, в которых перфо­рирован только один пласт. В этом случае все данные о ра­боте скважины (дебит или приемистость, обводненность, пластовое давление, газовый фактор и др.) соответствуют данным о работе именно этого пласта. Обработка такой ин­формации наиболее проста и не требует специальных при­емов. Ко второй группе данных, менее достоверных, следует от­носить информацию по скважинам, в которых перфориро­вано два-три пласта или более, но работает только один пласт. В этом случае дебит (приемистость), замеренный на поверхности, а также пластовое давление могут быть отнесе­ны только к работающему пласту. Достоверность материалов этой группы зависит от степени надежности доказательств того, что в данной скважине действительно работает только один конкретный пласт. Прямыми доказательствами служат данные глубинной потокометрии, термометрии, Ксп нефти и др. При большом фонде скважин, при механизированной эксплуатации и т.д. количество таких доказательств часто оказывается ограниченным. В таких случаях привлекают кос­венные данные. Скважины, в которых охвачен вытеснением лишь один из перфорированных пластов, могут быть доста­точно надежно выделены путем тщательного сопоставления перфорированных пластов в нагнетательных и ближайших добывающих скважинах и изучения характера их взаимодей­ствия. При этом исходят из следующих рассуждений. Допус­тим, в нагнетательной и ближайшей добывающей скважине в связи с макронеоднородностью перфорированы одноимен­ный пласт и по одному разноименному пласту. При явной реакции добывающей скважины на закачку воды можно уве­ренно считать, что в нагнетательной скважине воду принима­ет (т.е. в районе этой скважины охвачен вытеснением) пласт, имеющийся в обеих скважинах. При значительной приемис­тости нагнетательной скважины, но при отсутствии влияния на добывающую скважину (если нет оснований для предпо­ложения о наличии литологического или другого экрана меж­ду скважинами) можно сделать вывод о том, что в нагнета­тельной скважине воду принимает лишь пласт, отсутствую­щий в рассматриваемой добывающей скважине. Поясним изложенный методический прием на конкретном более сложном примере (рис. 103, $). Закачка воды ведется 333

		Скв.6
	Рис. 103. Выделение работающих пластов по взаимодействию скважин: А — работает только пласт в; А — работает только пласт г; пласты: 1 перфорированные, 2 — работающие, 3 — неработающие; скважины: 4 нагнетательные, 5 — добывающие, хорошо реагирующие на закачку, 6 добывающие, не реагирующие на закачку; а —д — индексы пластов
	через скв. 2, в которой перфорированы пласты, а, б, в и д. В соседней добывающей скв. 1, которая устойчиво фонтаниру­ет при неизменном пластовом давлении, перфорированы три идентичных интервала — пласты а, б и в, а также пласт г, отсутствующий в нагнетательной скв. 2. В этом случае можно уверенно сказать, что в скв. 2 воду принимает один или не­сколько из пластов а, б и в, но какой из них (или какие), неизвестно. В другой эксплуатационной скв. 3 перфорирова­ны пласты а, б, г и д. Скв. 3 на закачку воды в скв. 2 не реа­гирует (прекратила фонтанирование, пластовое давление снижено). Следовательно, в нагнетательной скв. 2 воду при­нимает лишь пласт, в котором и взаимодействуют скв. 2 и 1. Остальные пласты в районе этих скважин процессом вытес­нения не охвачены — пласты а, б, д в связи с тем, что они не принимают воду, а пласт г потому, что он отсутствует в разрезе нагнетательной скважины. В другом примере (рис. 103, ■) в нагнетательной скв. 5 перфорированы пласты а, б и г. В добывающей скв. 4 пер­форированы пласты а и б, а также пласт д; в добывающей скв. 6 — пласты а и г, а также пласт в. Если из этих двух-добывающих скважин на закачку воды реагирует только скв. 6, то воду принимает пласт г. Подбирая таким путем добы­вающие скважины с разными перфорированными пластами и анализируя их взаимодействие с нагнетательными, можно выявить скважины, в которых работает только один пласт, и 334

	использовать данные о работе скважины в целом для харак­теристики этого пласта. К третьей группе данных следует относить информацию по наиболее значительным по размерам участкам эксплуата­ционного объекта, где одновременно работают два или не­сколько пластов. Эта информация в целом оказывается наи­менее достоверной вследствие недостаточного количества ис­следованных скважин, а также из-за погрешностей в измере­ниях. Для выделения работающих пластов и распределения деби­та (приемистости) между ними следует использовать все пря­мые и косвенные данные. В первую очередь анализируют все имеющиеся данные исследования пластов в скважинах. На участках, не имеющих информации, но прилегающих к ис­следованным скважинам с несколькими работающими плас­тами и к участкам, освещенным информацией первой и вто­рой групп, применяют косвенный прием, используемый для выделения одного работающего пласта, но позволяющий вы­делить здесь два и более одновременно работающих пласта. При распределении дебита (приемистости) между пластами учитывают соотношение значений толщины и проницаемос­ти пластов в каждой рассматриваемой скважине. Правиль­ность распределения оценивают, сравнивая анализируемую часть участка с другими его частями с близкой характеристи­кой, хорошо освещенными глубинными исследованиями, и при необходимости вносят коррективы. Всю информацию о работе каждого пласта в добывающих и нагнетательных скважинах наносят на карты распростра­нения коллекторов. Затем по аналогии с однопластовым объ­ектом в пределах каждого пласта многопластового объекта выделяют зоны, охваченные и не охваченные процессом вы­теснения.

	Глава XV КОНТРОЛЬ ВНЕДРЕНИЯ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ В ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ
	§ 1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Изучение особенностей заводнения продук­тивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контроле за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата про­цессом вытеснения, а следовательно, и полнота выработки запасов. Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежей, применяе­мой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др. В зависимости от этих факторов внедрение воды в залежь может происходить за счет: природного водонапорного или упруговодонапорного ре­жима; закачки воды в пласты через нагнетательные скважины. В первом случае в залежь внедряется контурная пластовая вода. Это сопровождается подъемом ВНК, перемещением (стягиванием) контуров нефтеносности, постепенным умень­шением размеров залежи, превращением ее в залежь, полно­стью подстилаемую водой. Во втором случае при законтурном заводнении в пласты внедряется оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. В остальном внедрение воды сопровождается теми же явлениями, что и в первом случае. Во втором случае при вну-триконтурном заводнении в пласты внедряется нагнетаемая вода, создаются искусственные водонефтяные контакты, по­степенно удаляющиеся от нагнетательных скважин. Создающиеся при внедрении воды разделы между водой и нефтью могут приобретать различные формы. Формы поверхности текущего природного ВНК. При процессах вытеснения нефти водой, сопровождающихся подъ- 336

	емом ВНК, последний может перемещаться параллельно его первоначальному положению или наклонно к нему, приобре­тать сложную форму. Характер перемещения ВНК и конту­ров нефтеносности и их форма определяются такими факто­рами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологичес­кая неоднородность продуктивного пласта, размеры водо-нефтяных зон и др. Перемещение ВНК параллельно его начальному положе­нию может происходить в однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дре­нировании всего объема залежи. На практике такие условия встречаются крайне редко и, как правило, происходит более или менее существенное усложнение формы поверхности текущего ВНК. При соотношении вязкостей нефти и пластовой воды ц0 < < 1 в результате разработки залежи происходит более быст­рое перемещение внешнего контура нефтеносности по срав­нению с внутренним, в результате чего ширина водонефтяной зоны постепенно сокращается (рис. 104). При этом поверх­ность ВНК, первоначально близкая к горизонтальной, начи-
		внк,
	Рис. 104. Схема изменения формы поверхности ВНК при соотношении вяз­кости нефти и воды |я(1 < 1. Коллектор: 1 — нефтенасыщенный, 2 — заводненный; 3 — водонефтяная зона; контуры нефтеносности: 4 — внутренний начальный, 5 — внешний начальный, 6 — внешний текущий, 7 — внутренний текущий
	337

	нает наклоняться к центру залежи. Так, при разработке верхнемеловой массивной залежи маловязкой нефти Малго-бек-Вознесенского месторождения более интенсивный подъ­ем ВНК происходил на периферии залежи, в результате чего он постепенно принял форму чаши. В газонефтяной залежи Коробковского месторождения, разрабатываемой с законтурным заводнением при ц0 < 1, также произошел наклон поверхности ВНК в сторону внут­реннего контура (рис. 105). В подобных случаях выработка запасов нефти из водо-нефтяных зон шириной до 1500-2000 м обычно происходит без их разбуривания, за счет вытеснения нефти водой к до­бывающим скважинам, пробуренным в начальном внутрен­нем контуре нефтеносности. Добывающие скважины в этих условиях длительное время работают без воды, а при подходе к ним внутреннего контура интенсивно обводняются и выво­дятся из эксплуатации. При этом обеспечиваются высокие охват залежи заводнением и коэффициент вытеснения неф­ти. Макронеоднородность продуктивного пласта, как это
	б Скв.134 284
	а					211 Скв.255
	Скв.280 139 207 Скв.227
	-1490 -1510 -1530 \-	i i, - А X ■ -------------- ^^ ^•19 4 1. W \/972 г. 4971 г. ~~-1973 г.		-1490 -1510 -
	Я, м		\1------\2-------3
	Рис. 105. Схематические геологические профили газонефтяной залежи Ко­робковского месторождения (|л(1 < 1), представленной монолитным ($) и расчлененным (■ ) пластами. Контакты: 1 — начальный водонефтяной, 2 — начальный газонефтяной, 3 — текущий водонефтяной на 1 января соответствующего года; 4 — заводненная закачиваемой водой часть нефтенасыщенного пласта; 5 — водонасыщенный пласт; 6 — непроницаемые прослои 338

	видно на рис. 105, не оказывает существенного влияния на характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности. При повышении соотношения вязкостей нефти и воды до 2-3 в монолитных, достаточно однородных пластах характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности сходен с опи­санным выше. На рис. 106, ф приведен схематический про­филь южного участка залежи горизонта At Бавлинского мес­торождения со сравнительно монолитным строением пласта, разрабатываемого с законтурным заводнением при ц0 = 2. ВНК здесь перемещался довольно равномерно, приобретая слабый наклон к центру залежи. При этом достигнут высо-
	304 Скв.312 д____д
	-1460
	-1470 -
	-1480
	-1490 t
	Скв.523 5          211         258 Л           Л          Л          Л		296 349 Скв.312 Л          Л           Л
	-1460
	-1470 -
	Рис. 106. Схематические геологические профили по горизонту Д, Бавлинско­го месторождения (|л(1 < 2), представленному сравнительно монолитным (у. ) и расчлененным (■ ) пластами. Условные обозначения см. на рис. 105 339

	кий охват пласта заводнением - за текущим ВНК не остается существенных целиков нефти. Рассматриваемую часть водо-нефтяной зоны удалось разработать без сплошного разбури-вания, за счет вытеснения нефти к скважинам, расположен­ным в чисто нефтяной зоне. Вместе с тем уже при таком соотношении вязкостей неф­ти и воды, но при значительной макронеоднородности про­дуктивного пласта (наличие в нем локальных или выдержан­ных по площади непроницаемых прослоев) характер пере­мещения ВНК резко изменяется. На северном участке залежи горизонта At Бавлинского ме­сторождения (рис. 105, ■), где продуктивный пласт расчленен непроницаемыми прослоями, текущий ВНК приобретал на­клон к периферии залежи. При этом произошло более ин­тенсивное продвижение внутреннего контура по сравнению с внешним, поверхность ВНК приобрела волнообразную фор­му. В таких условиях степень охвата залежи заводнением снижается. При более высоком соотношении вязкостей нефти и воды (Но > 3) уже в монолитном пласте происходит наклон текуще­го ВНК в сторону внешнего контура; в связи с опережающим движением внутреннего контура по сравнению с внешним ширина водонефтяной зоны постепенно увеличивается. На рис. 107 показано положение начального и текущего ВНК пласта С-1 Мухановского месторождения, разрабатыва­емого на естественном водонапорном режиме при ц0 = 3. В
	106 Скв.19 Л_______Д_	316 Скв.228 АЛЛ
	Рис. 107. Схематический геологический профиль по пласту С-1 Мухановского месторождения (|л(1 = 3): t — монолитная часть пласта; ■ — часть пласта с уплотненными глинистыми прослоями. Условные обозначения см. на рис. 105 340

	монолитной части пласта поверхность ВНК приняла форму перевернутой чаши (рис. 107, $). При наличии в каких-то ча­стях залежи непроницаемых прослоев подъем ВНК замедля­ется или прекращается. Текущий ВНК в целом приобретает сложную форму (рис. 107, • ). Наклон поверхности текущего ВНК в сторону внешнего контура нефтеносности или ее волнообразная форма указы­вают на неблагоприятные условия для охвата залежи заводне­нием, обусловливают возрастание периода обводнения сква­жин. Нефть из водонефтяных зон вытесняется плохо, поэто­му при ц0 > 3 даже при монолитном строении пласта эти зо­ны должны быть разбурены. При соотношении вязкостей нефти и воды ц0 > 5 проис­ходит опережающее продвижение воды по более проницае­мым прослоям и наиболее крупным порам продуктивного пласта, залежь как бы пронизывается водой. Поверхность контакта воды и нефти чрезвычайно сложна. Охват залежи процессом вытеснения обычно бывает низким. Скважины характеризуются непродолжительным безводным периодом эксплуатации, даже если они расположены во внутреннем контуре нефтеносности, основную часть добычи нефти полу­чают в водный период. Скважины с высокой обводненнос­тью в этих условиях могут работать десятки лет. Формы движения закачиваемой воды. Характер внедре­ния нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом объ­екте разработки зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтра­ционных свойств по толщине и по площади. При соотношении вязкостей нефти и воды \л0 < 3 и отно­сительно однородном строении пласта по вертикали проис­ходит близкое к поршневому (фронтальное) вытеснение неф­ти водой и обеспечивается высокий охват заводнением плас­та по его толщине. В то же время сказывается влияние зо­нальной неоднородности фильтрационных свойств пласта: более интенсивно вода движется в зонах пласта с лучшими коллекторскими свойствами и медленнее - по слабопроница­емым участкам. Это обусловливает неравномерность завод­нения пласта по площади. При соотношении вязкостей нефти и воды ц0 > (3-5) (вплоть до 30 и выше) проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств и по толщине пласта происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Причем, чем выше соотношение вязкостей нефти и воды и чем боль- 341

	ше неоднородность фильтрационных свойств по толщине пласта, тем значительнее неравномерность вытеснения нефти. В таких случаях уже нельзя говорить о фронте вытеснения, так как границы между нефтью и водой в каждом слое зани­мают разное положение. В более проницаемых слоях вода уже может достичь добывающих скважин, а в менее прони­цаемых - еще находиться вблизи нагнетательных. В резуль­тате безводный период скважин непродолжителен и основная часть нефти добывается в водный период эксплуатации. При внутриконтурном заводнении, особенно в случае за­лежей с обширными водонефтяными зонами, нагнетательные и добывающие скважины располагают и в пределах водонеф-тяных частей пласта. Если в нагнетательных скважинах пер­форирована только нефтенасыщенная часть водонефтяного пласта, то процесс заводнения аналогичен описанному выше. В случае, если в нагнетательных скважинах перфорацией вскрыты и нефтяная, и водонасыщенная части пласта, в про­цессе разработки залежи происходит одновременно заводне­ние двух видов - сопровождающееся подъемом ВНК и со­провождающееся внедрением закачиваемой воды в нефтяную часть пласта (рис. 108). Преобладание того или иного вида заводнения зависит главным образом от соотношения объе­мов воды, закачанных в нефтяную и водяную части пласта. При объединении в один объект разработки нескольких пластов характер внедрения воды зависит также от того, на­сколько различны их фильтрационные свойства. При одинаковой проницаемости пластов, их выдержанно­сти по площади и ц0 < 3 возможно примерно равноскорост-ное продвижение закачиваемой воды по всем пластам. В ча­стности, такое продвижение воды наблюдалось по пластам горизонта Б8 Самотлорского месторождения в III блоке. Здесь продуктивный горизонт расчленен на два-три мощных плас­та с проницаемостью 0,5-0,8 мкм2 при ц0 = 2. В процессе разработки вдоль рядов нагнетательных скважин во всех пла­стах сформировался непрерывный фронт закачиваемой воды, который перемещался в них с примерно одинаковой скоро­стью. В результате закачиваемая вода подходила к забоям добывающих скважин по всем пластам почти в одно и то же время. Если в один объект разработки объединены пласты, раз­личающиеся по коллекторским свойствам, то происходит опережающее продвижение воды по наиболее проницаемому пласту и отставание заводнения и выработки менее проница­емых пластов (рис. 109). 342

	Скв.420 -1460 -1470 -				260 Скв.174 д_____д
	Рис. 108. Схематический геологический профиль по горизонту Д, Абдрахманов-ской площади. Пласты: 1 — нефтенасы-щенные, 2 — водонасыщен-ные, 3 — заводненные зака­чиваемой водой, 4 — завод­ненные пластовой водой за счет подъема ВНК и про­движения контуров нефте­носности; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнета­тельные;          водонефтяной контакт: 7 — начальный, 8 — текущий		Скв.1089 V -1450	3405 Скв.3370 Л_________Д
			-1460 I
			-1470 -
	Рис. 109. Схематический геологический профиль по горизонту Д, Миннибаев-ской площади. Условные обозначения см. на рис. 108

	При значительном различии коллекторских свойств плас­тов часто в менее проницаемые пласты в нагнетательных скважинах вода вообще не поступает и вытеснения нефти из них не происходит. Это существенно снижает охват залежи заводнением. Поэтому в один объект разработки следует объединять пласты с близкими коллекторскими свойствами. Если отдельные пласты многопластового объекта характе­ризуются прерывистым строением или изменчивостью филь­трационных свойств по площади, то заводнение такого объ­екта отличается значительной неравномерностью, что, на­пример, имеет место на месторождениях Узень (горизонты XIII-XIV), Ромашкинское (горизонт Д^, Самотлорское (пласт Бм) и др.
	§ 2. КОНТРОЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разра­ботки сбор и обобщение данных о характере внедрения во­ды в пласты эксплуатационного объекта. Рациональный ком­плекс наблюдений зависит от геолого-физических условий, применяемых систем разработки и соответственно от ожида­емых закономерностей внедрения воды. Лишь при четко ор­ганизованном контроле возможно правильное определение мер по регулированию процесса перемещения воды в плас­тах. К задачам контроля заводнения относятся следующие: установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из кото­рой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего по­ложения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью; определение скорости перемещения воды в пластах; определение коэффициента нефтеизвлечения в заводнен­ном объеме. Эти задачи решаются на основании данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, поз­воляющего уверенно фиксировать положение текущих гра­ниц внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо при­менять комплекс методов и проводить совместный анализ получаемых результатов. Для каждой залежи, исходя из гео­логических предпосылок особенностей внедрения воды в 344

	продуктивные пласты, следует обосновывать и применять свою систему контроля. В настоящее время разработаны и применяются прямые методы, такие как контроль по данным о динамике обводне­ния скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические методы, а также косвенные, основанные на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации. Рассмотрим основные, наиболее эффективные методы контроля. Контроль по данным обводнения скважин предусматрива­ет определение границ внедрения воды на основе системати­ческого наблюдения за обводнением добывающих скважин. Этот метод наиболее прост и не требует применения специ­альных глубинных приборов. Обводненность продукции скважин определяется путем исследования проб жидкости, отбираемых на устье скважин. В результате получают данные о времени появления воды в продукции каждой скважины, о доле воды в жидкости (процент обводнения) на различные даты. Гидрохимические методы контроля основаны на наблю­дениях за химическим составом попутных вод, которые про­водятся в комплексе и одновременно с контролем обводнен­ности продукции скважин. При этом определяют минерали­зацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагне­тательные скважины воду. Контроль за внедрением воды по данным об обводнении скважин достаточно эффективен лишь для однопластовых объектов. При разработке залежи на природном водонапор­ном режиме или при законтурном заводнении появление во­ды в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало ее обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность ВНК достигает нижних перфорированных отверстий. Однако следует учиты­вать, что в случае монолитного пласта вода в продукции скважины может появиться и тогда, когда текущий ВНК еще остается ниже перфорационных отверстий на 2-3 м. Причи­ной раннего появления воды может быть конусообразование, разрушение глинистой корки в заколонном пространстве под действием перепада давления между перфорированной и во­дяной частями пласта при работе скважины. В этом случае 345

	положение текущего ВНК по данным обводнения может быть несколько завышенным. Для определения положения текущего ВНК в пределах ин­тервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому по­казатели обводненности скважины пригодны только для ка­чественных заключений. Если обводненность низкая, то счи­тают, что текущий ВНК расположен в нижней части интерва­ла перфорации; если обводненность высокая, значит, теку­щий ВНК находится ближе к верхним перфорационным от­верстиям. Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности за­лежи, указывает на перемещение внутреннего контура неф­теносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохож­дения текущего внутреннего контура через различные сква­жины, можно фиксировать его положение на различные да­ты и определять скорость движения на разных участках за­лежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с не­которой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключаются при обводненности 95-98 %. При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней гра­ницы фронта нагнетаемой воды. При этом, исходя из харак­тера строения пласта по толщине, можно судить, по какой ее части закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщенной. Использование данных об обводнении скважин для кон­троля за заводнением многопластовых объектов малоэффек­тивно. При использовании данных обводненности скважин необ­ходимо иметь в виду, что появление воды в скважине может быть вызвано техническими причинами, не связанными с вытеснением нефти водой: с негерметичностью эксплуатаци­онных колонн и некачественным цементированием заколон-ного пространства. При наличии таких дефектов в техничес­ком состоянии скважины в нее может поступать вода из не-перфорированных водоносных интервалов - чужая или по­дошвенная. Все скважины, в которых появление воды связа- 346

	но с техническими причинами, должны быть выявлены, дан­ные по ним исключаются из анализа. Необходимо проверять техническое состояние скважин, в которых появилась вода, если по другим данным (местоположение скважины на объекте, минерализация воды, характер нарастания обводненности и др.) это не связано с вытеснением нефти. Для этой цели используются методы промысловой геофизики - радиометрические, акустические, термометрические. Пример выявления заколонной циркуляции по одной из добывающих скважин Ромашкинского месторождения приве­ден на рис. ПО. В пластах с высокой вертикальной проницаемостью мас­совое обводнение скважин может быть связано с образова­нием конусов подошвенной воды (рис. 111). По залежам с установленным конусообразованием данные об обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внед­рением воды. Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, можно разделить
	— В7,5А0,75М .....СП			ГМ	Наведенная активность ИНГМ                     кислорода —Прямой —Обращенный зонд              зонд — О               960 240 имп/мин — 0            24000 имп/мин
	с;	О 10 Ом м	имп/мин 1000            3000 О
	1760
	1780
	Рис. 110. Выделение интервала заколонной циркуляции кислородным ней-тронно-активационным методом. Замеры в скважинах: 1 — работающей, 2 — остановленной; интервалы: 3 — перфорации, 4 — заколонной циркуляции 347

	Рис. 111. Схема образования конуса воды при наличии подошвенной воды. Коллекторы: 1 — нефтена-сыщенные, 2 — водонасы-ВНК             щенные, 3 — заводненные за нач счет конусообразования
	на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящиеся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации. Исследования в открытом стволе дают ценную информа­цию по новым скважинам, которые в значительном количе­стве бурятся позже скважин основного фонда (резервные, оценочные и др.). В этих скважинах с помощью электромет­рических методов (БКЗ, СП, ГМ, ИНГМ и др.) достаточно уверенно определяют текущее положение ВНК или выделяют интервалы пластов, заводненные минерализованными водами (рис. 112). Сложнее выделить интервалы пластов-коллекторов на участках, по которым к моменту бурения скважин про­шла закачиваемая пресная вода, характеризующаяся высоким электрическим сопротивлением и низким хлорсодержанием, поскольку по данным ГИС их труднее отличать от нефтена-сыщенных интервалов. Основными промыслово-геофизическими методами кон­троля динамики заводнения пластов на разные даты служат нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насы­щенные нефтью или пресной водой, от интервалов, насы­щенных пластовой минерализованной водой (с хлорсодержа­нием). Наиболее широко применяются методы НГМ и ННМ. Иногда этот комплекс дополняется методами НГМнт, ГМ и НА. Хорошие результаты дают исследования импульсным ге­нератором нейтронов. Возможности применения указанных методов значительно расширились после внедрения малогаба­ритных приборов, позволяющих проводить исследования че­рез насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих сква­жинах. Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированной колонной в интервале исследования, где состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих 348

	В7,5А0,75М                               4Ф0,7                М2А0.5В СП О            10Омм Ом м 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0            10 Ом м
	Рис. 112. Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии. Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой, 3 водонасыщенные
	случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности коллекторов. Для проведения таких исследований в разных частях зале­жи бурят специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными. На рис. 113 приведен пример наблюдения за подъемом ВНК в одной из контрольных скважин Мухановского место­рождения. В этой скважине в продуктивном пласте C-I тол­щиной 48 м по данным электрометрии начальный ВНК заре­гистрирован на глубине 2086,6 м. Для контроля за его пере­мещением в скважине периодически проводились замеры нейтронными методами. По данным нейтронного гамма-каротажа установлено, что через 5 лет ВНК поднялся до глу­бины 2073,6 м, еще через 6 лет - до 2064,8 м, а еще через два года по материалам импульсного нейтронного гамма-каротажа его положение определено на глубине 2060 м. Подобные исследования нейтронными методами проводят- 349

	— N8,5M0,75A.....СП 3.06.1958 г. О 50 Ом м		нгм 31.11.1963 г. 14.07.1969 г. имп/мин                имп/мин 495» 555» 252»» 26400 27600	ингм 25.П. 1971 г. имп/мин 120 200 2S0
	2050
	2070
	2090
	Рис. 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не вскры­тых перфорацией. Условные обозначения см. на рис. 112
	ся также в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов не перфорирована. Наиболее благоприятны для этой цели условия действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или больше эксплуатационных объекта. В этих случаях для контроля за заводнением верхних неперфориро-ванньгх объектов можно привлекать скважины, эксплуатиру­ющие нижний объект, а скважины верхнего объекта можно использовать для контроля заводнения нижних, вскрытых бурением, но неперфорированных пластов. Однако это воз­можно при наличии ряда условий. Как уже отмечалось, возможности выделения в разрезе скважины с неперфорированной колонной интервалов, за­водненных закачиваемой пресной водой, обычно ограничены, так как с помощью нейтронных методов практически невоз­можно отличить интервалы, насыщенные нефтью, от интер­валов, насыщенных пресной водой. Такие заводняющиеся интервалы могут быть выделены на ранних стадиях внедре­ния воды. При внутриконтурном заводнении это обусловлено тем, что в процессе движения по пласту первая порция зака­чиваемой воды осолоняется за счет остаточной минерализо­ванной воды продуктивного пласта. В результате этого перед фронтом пресной воды обычно имеется оторочка минерали­зованной воды. При достаточной периодичности замеров ме- 350

	тодами радиометрии в контрольных неперфорированных скважинах в краткий период прохождения оторочки осоло­ненной воды возможно выявить пласты или отдельные их интервалы, обводняющиеся закачиваемой пресной водой. Это можно показать на примере неперфорированной контрольной скважины горизонта Д; Ромашкинского место­рождения (рис. 114). По данным электрометрии было уста­новлено, что пласты «б» и «гд» полностью нефтенасыщены, а значительная часть пласта «в» (интервал 1756-1760 м) заводне­на осолоненной закачиваемой водой. Через полгода по дан­ным комплекса методов НГМ - ННМт определено, что пласт «в» полностью заводнен осолоненной водой (на это указыва­ет смещение кривой ННКт влево относительно кривой НГК во всем интервале пласта). Исследование с помощью того же комплекса через год показало, что нижняя часть пласта уже обводнена пресной водой (кривая ННКт вновь совместилась с кривой НГК). Верхняя часть этого пласта оставалась заводненной осоло­ненной водой. В то же время осолоненная вода внедрилась в нижнюю часть пласта «б» в интервале 1744-1751 м. Через два года пласт «в» уже полностью заводнен пресной водой, пласт «б» в большей нижней части заводнен пресной, а в самой верхней части осолоненной водой; отмечено завод­нение осолоненной водой нижней части пласта «гд». Еще че­рез 11 лет пласт «б» полностью обводнился пресной водой, в пласте «гд» осталась нефтенасыщенной лишь самая верхняя его часть толщиной около 2 м, а остальная часть обводнена осолоненной водой. Выделение в перфорированном многопластовом объекте заводненных пластов - значительно более сложная задача, требующая привлечения методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. С помощью глубинного дебитомера выявляются работающие в скважине пласты. За­тем определяется состав жидкости против работающих ин­тервалов, для чего используются замеры диэлектрическим влагомером, гамма-плотномером или резистивиметром. На рис. 115 приведен пример определения в скважине обводнен­ного интервала по комплексу дебитомер - плотномер. Сква­жина, в которой перфорированы три нефтяных пласта, ра­ботала с дебитом 150 м/сут при обводненности 25 %. Глубин­ным дебитомером установлено, что работали в основном верхний и нижний пласты, на долю которых приходилось соответственно 53 и 42 % общего дебита жидкости в скважи- 351

	08.07.1959 т.                     08.12.1959 т.                         25.11.1960 т.                   13.01.1962 т.                       04.04.1963 т. —НГМ              --ННМ В7,5А0,75М ПС 37000 41000 45000           9500 11500          11250 12750 14250          12000 13500 имп/мин
	10 20 30 Ом м 2000 2800 3600 6000 7500 9000 7500 9000 имп/мин
	Рис. 114. Заводнение пластов горизонта Д, Ромашкинсжого месторождения в контрольной неперфорированной скважине. Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные осолоненнои водой, 3 — заводненные пресной водой

	Плотномер и ми/м м ii 18750 11250
	Рис. 115. Пример выделения заводняемого пласта по изменению скорости потока и состава жидкости в стволе работающей скважины. Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой; 3 — интервал перфорации
	не. При исследовании скважины плотномером на глубине 1747 м по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения установлена нижняя граница притока жидкости в скважину. Выше этой границы плотность жидкости мини­мальна, что свидетельствует о притоке из нижнего пласта безводной нефти и о наличии воды в зумпфе скважины. Еще выше, начиная с подошвы верхнего пласта (1725 м), плот­ность жидкости оказалась более высокой (интенсивность гамма-излучения повысилась), что указывает на приток из верхнего пласта воды вместе с нефтью. Наиболее надежное выделение интервалов поступления во­ды таким способом обеспечивается, когда дебит скважин вы­сок (более 100-120 м/сут) и в колонне не происходит грави­тационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите 353

	вода не полностью выносится на поверхность, часть ее скап­ливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа снижается. При небольшом дебите значительную помощь может ока­зать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движение по стволу скважины воды. На рис. 116 показан пример определения притока пресной воды в одной из добывающих скважин, в которой перфорированы два пласта, работающие с дебитом 8-10 м/сут, при обводненнос­ти 60 %. По наведенной активности кислорода на глубине 1607 м четко выделяется нижняя граница притока воды в скважину. Кривые прямого и обращенного зондов сходятся. Судя по замеру плотномером, нижний пласт работает через столб воды в колонне безводной нефтью (методом наведен­ной активности кислорода движения воды по колонне против него не зафиксировано). Применение термометрии для выделения обводненных пластов основано на том, что обычно в пласт нагнетается вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе до­бывающей скважины интервалы с пониженной температу-
	Наведенная активность кислорода
	— В7,5А0,75М .....СП	-----Прямой зонд Дебитомер Плотномер ....... Обращенный зонд
	имп/мин имп/мин .......1800 3000 0 50 Ом м                0        200 15260 10900 ----0         200
	Рис. 116. Пример выделения заводняемого пласта методом наведенной ак­тивности кислорода. Условные обозначения см. на рис. 115 354

	рой, удастся выделить пласты, промытые закачиваемой во­дой. Но, поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, термометрия дает результаты по пластам, через которые прошли значительные объемы нагнетаемой воды. Главная цель обобщения комплекса получаемых данных о заводнении продуктивного пласта - установление объема за­лежи, занятого водой в результате вытеснения нефти, и соот­ветственно - границ размещения оставшихся запасов. Для этого по однопластовым объектам строят на определенные последовательные даты карты с выделением заводненных зон пласта и указанием причин (вида) заводнения; карты поверх­ности текущего ВНК; карты текущего положения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; карты завод­ненной толщины пластов; карты остаточной нефтенасыщен-ной толщины и др. Эти карты могут быть построены каждая в отдельности или в виде совмещенной карты. Строят их с использованием всей полученной на определенную дату информации. Вначале проводят обработку комплекса первичного материала по каждой скважине, в процессе которой выделяют интервалы, заводненные пластовой и закачиваемой водой, устанавливают текущее положение ВНК, определяют обводненную и оста­точную нефтенасыщенную толщину и т.п. В качестве геологической основы используют карту рас­пространения коллекторов разной продуктивности, карту охвата пластов воздействием или карту разработки, на кото­рых показано положение начальных контуров нефтеноснос­ти. Увязывая данные исследования заводнения пластов в сква­жинах с данными об эксплуатации скважин, определяют по­ложение текущих контуров нефтеносности, выделяют зоны, заводняемые пластовой и закачиваемой водой, или проводят изопахиты заводненной либо остаточной нефтенасыщенной толщины, наносят изгипсы текущей поверхности ВНК. Построение карт следует начинать с участков, для кото­рых имеется достаточный объем надежной информации, позволяющий установить закономерности заводнения плас­тов. Эти закономерности могут быть распространены на идентичные участки, менее освещенные исследованиями. При изучении процесса заводнения многопластового объ­екта разработки наряду с данными о заводнении пластов в скважинах требуется информация не только о дебите и при­емистости в целом по скважине, но и о работе (дебите, об­водненности, приемистости) каждого пласта в отдельности. 355

	Эту информацию получают с помощью глубинной потоко-метрии, влагометрии и других методов (см. § 3 главы XIV). Названные выше карты строят для каждого пласта много-пластового объекта. При этом всю информацию о заводне­нии и работе пластов, полученную по скважинам, по степени ее достоверности целесообразно разделить на несколько групп. К наиболее достоверным относят данные по скважи­нам, в которых перфорирован только один пласт, и данные, полученные методами радиометрии в неперфорированных контрольных скважинах. Данные средней достоверности по­лучают по скважинам, в которых перфорировано несколько пластов, но из них работает только один. И наименее досто­верны данные по скважинам, в которых перфорированы и работают несколько пластов. Карты заводнения каждого пласта многопластового объек­та строят подобно тому, как это было показано для однопла-стового объекта. При этом в первую очередь используются наиболее достоверные данные, которые затем дополняются менее достоверными. В зависимости от особенностей строения пласта, применя­емой системы разработки, специфики вытеснения нефти во­дой, количества и качества фактических данных карты за­воднения могут строиться с разной степенью детальности. На рис. 117 приведены карты заводнения участка на многоплас-
	Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. ( ) и 1995 г. (■ ). Породы-коллекторы: 1 — высокопродуктивные нефтенасыщенные, 2 — высокопродуктивные с внедрившейся закачиваемой водой, 3 — малопро­дуктивные нефтенасыщенные; 4 — границы внедрения закачиваемой воды; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнетательные 356

	товом объекте, разрабатываемого с внутриконтурным нагнета­нием воды, составленные на две даты. При сравнении этих карт видно, что вода перемещается лишь по высокопродук­тивным коллекторам, из низкопроницаемых коллекторов на этом участке нефть не вытесняется. Необходимо принимать меры по включению в процесс разработки таких частей за­лежи. При наличии соответствующей информации на этих кар­тах в зонах с внедрившейся водой можно было бы также выделить подзоны, промытые водой по всей толщине и с внедрением воды лишь по части толщины пласта. В послед­них можно было бы показать остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщины. Карты заводнения используют при определении мер по регулированию разработки, для прогнозирования обводнен­ности добывающих скважин, оценки нефтеотдачи в завод­ненной зоне пласта, выявления невыработанных целиков нефти. Из изложенного в главах XIII-XV настоящего учебника видно, что контроль состояния разработки нефтяных зале­жей - многоплановые трудоемкие, постоянно выполняемые исследования скважин и пластов, перманентное накопление и обобщение получаемых данных. Новые возможности для вы­полнения комплекса всех этих исследований и повышения эффективности контроля в целом появились в последние го­ды благодаря созданию компьютерных геолого-техноло­гических моделей залежей, постоянно действующих в течение всего периода их разработки.

	Глава XVI РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
	§ 1. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и тех­нических мероприятий. Регулирование заключается в целена­правленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежи. Необходимость постоянного регулирования процесса из­влечения запасов нефти и газа определяется следующими об­стоятельствами. Как было указано выше, обоснование системы разработ­ки производится по данным редкой сетки разведочных сква­жин, когда детали строения залежи обычно еще слабо изуче­ны. Поэтому проектирование ведут исходя из средних пара­метров залежи, на базе ее приближенной модели. Вследствие этого принятая система разработки не в полной мере отвеча­ет всем деталям строения объекта разработки и уже в период освоения залежи проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточ­нения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки. Следующее обстоятельство заключается в том, что разра­батываемая залежь представляет собой сложную динамичес­кую систему, непрерывно меняющуюся во времени. По мере отбора запасов постоянно меняются условия их извлечения на отдельных участках и в целом по залежи. Уменьшаются чисто нефтяные зоны пласта, сокращается нефтенасыщенная толщина, меняются фонд скважин, его состояние и т.д. Это также требует постоянного развития ранее принятых техно­логических решений, перераспределения объемов добычи и закачки рабочего агента между скважинами и участками за- 358

	лежи, принятия мер по вовлечению в разработку не охвачен­ных воздействием зон и выявленных целиков нефти и т.д., т.е. проведения обширного комплекса мероприятий по регу­лированию разработки с учетом постоянно меняющихся ус­ловий выработки запасов. Цели регулирования разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработ­ки. В первую очередь с помощью регулирования должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динами­ка добычи углеводородов по объекту разработки. На ранней стадии разработки ее регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень отбора нефти и газа за счет наиболее полного использования приме­няемой системы. Масштабы работ по регулированию дина­мики добычи возрастают в конце II и на III стадии разработ­ки, когда решаются задачи сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи. Другой важной целью регулирования разработки является достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. Условия для этого должны создаваться методами регу­лирования с самого начала ввода залежи в разработку и далее обеспечиваться на протяжении всего длительного периода разработки. В четвертой стадии разработки особенно возрастает зада­ча доизвлечения нефти из менее проницаемых прослоев кол­лекторов, "заблокированных" высокопроницаемыми обвод­ненными прослоями. Третья цель регулирования - всемерное улучшение эконо­мических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеот­дачи отбора попутной воды и др. При искусственном воздействии на пласт регулирование разработки может осуществляться как через нагнетательные скважины - для обеспечения наиболее полного охвата объе­ма залежи воздействием от закачиваемого агента, так и через добывающие скважины - для обеспечения охвата дренирова­нием всего объема залежи. При разработке на естественных режимах регулирование производится только через добыва­ющие скважины. Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и спо­собов, которые можно объединить в две большие группы: 359

	регулирование через пробуренные скважины без сущест­венного изменения принятой системы разработки; регулирование с изменением системы разработки (уплот­нение сетки скважин, разукрупнение объектов разработки, изменение вида заводнения и др.). Методы и способы регулирования разработки выбирают в зависимости от поставленных целей и задач, исходя из ос­новных принципов регулирования и конкретных геолого-физических условий.
	§ 2. ПРИНЦИПЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ Под принципом регулирования разработки понимают главную направленность мероприятий по управле­нию процессом дренирования залежи. Разным геолого-физи­ческим условиям отвечают свои принципы регулирования. На нефтяных месторождениях в однопластовых объектах, характеризующихся однородным строением по площади и малой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном режиме с законтурным или при-контурным заводнением или с разрезанием на широкие по­лосы (до 4 км), может быть принят принцип равномерного перемещения контуров нефтеносности или фронта закачива­емой воды к центральному стягивающему ряду (рис. 118). Ре­ализация этого принципа в указанных геологических услови­ях возможна, поскольку нагнетательные скважины характе­ризуются примерно одинаковой приемистостью, а добываю­щие скважины - близкими дебитами. Равномерное переме­щение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. Эти потери в других геологических условиях, когда невозможно
	yf    •      • _J__________• # •   \t
	»	Рис. 118. Равномерное стяги-ванне контура нефтеносности V\ • •«•••* *__ —-j^ * в однопластовом однородном
	"***" "*&»------		1-----1	------*А»- ***                 объекте.
	"•у*" *6* «о* "*у*"                          Контуры нефтеносности: 1 — начальный, 2 — текущий; скважины: 3 — нагнетатель-ные, 4 — добывающие
	360

	обеспечить равномерное перемещение контуров, могут быть значительными. В однопластовом объекте маловязкой нефти с закономер­ной зональной микронеоднородностью пласта, разрабатыва­емом с теми же методами воздействия, принцип равномерно­го стягивания контуров нефтеносности и фронта закачивае­мой воды не может быть реализован. Это обусловлено рез­ким различием приемистости нагнетательных скважин и де-битов добывающих скважин, расположенных в зонах высо­кой и низкой проницаемости пласта. Выравнивание дебитов и приемистости во всех скважинах - задача нереальная, так как повысить дебиты и приемистость скважин, расположен­ных в малопродуктивных зонах, до их уровня в высокопро­дуктивных зонах технически невозможно, а ограничение их в скважинах высокопродуктивных зон приведет к общему снижению добычи по залежи и удлинит сроки разработки. Поэтому в указанных геологических условиях может быть целесообразным принцип ускоренной выработки более про­дуктивных зон залежи. Ускоренное продвижение контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном завод­нении) или фронта закачиваемой воды (при внутриконтурном заводнении) обеспечивает опережающую выработку и запол­нение более продуктивных зон пласта, т.е. "естественное" разрезание залежи контурной или закачиваемой водой на отдельные блоки с низкой проницаемостью (рис. 119). При реализации этого принципа "естественное" разрезание фор­сируется путем увеличения приемистости нагнетательных скважин и отбора жидкости из добывающих скважин, рас­положенных в высокопродуктивных зонах. В последующем в заводненных зонах часть выполнивших свое назначение до­бывающих скважин переводится под нагнетание воды для повышения темпов выработки запасов из малопродуктивных зон залежи путем усиления воздействия на них.
	Рис. 119. Нагнетание воды в пласт по линиям "естест­венного" разрезания залежи. Скважины: 1 — первой оче­реди, 2 — второй очереди; остальные условные обозна­чения см. на рис. 118
	361

	Многопластовые объекты обычно разрабатываются с вну-триконтурным заводнением. Наилучшим принципом регули­рования разработки таких объектов является принцип равно-скоростной выработки всех пластов по разрезу при равно­мерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа воз­можна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однород­ны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. В большинстве случаев многопластовые объек­ты характеризуются существенной изменчивостью физичес­ких свойств в пределах всех или части пластов и различием в средних значениях свойств пластов. При определении принципиального подхода к регулирова­нию разработки многопластовых объектов решающую роль играют особенности их строения и различия фильтрацион­ных свойств. Нередко по разрезу многопластового объекта толщина и проницаемость пластов возрастают сверху вниз. В этих усло­виях применим принцип ускоренной выработки каждого ни­жележащего пласта по сравнению с вышележащим. При этом регулирование направлено на опережающую выработку ниж­него пласта при обеспечении возможно более полного вклю­чения в разработку верхних пластов, хотя и более низкими темпами. По мере заводнения нижний пласт выключают из разработки путем его отключения в добывающих, а затем и в нагнетательных скважинах. Подобным образом осуществля­ется опережающая выработка следующего вышележащего пласта. В конечном счете обеспечиваются темпы выработки пластов, уменьшающиеся снизу вверх. Многие многопластовые объекты характеризуются тем, что слагающие их пласты высокой продуктивности располо­жены в верхней части объекта. В таких случаях может реа-лизовываться принцип опережающей выработки наиболее продуктивного и содержащего основные запасы пласта неза­висимо от того, в какой части разреза объекта разработки он находится. Одновременно целью регулирования является максимально возможная интенсификация выработки других пластов. Это необходимо для того, чтобы к моменту обвод­нения основного пласта в нижних пластах осталось как мож­но меньше запасов, так как довыработка их будет происхо­дить в усложненных условиях из-за недостаточной надежнос­ти применяемых методов изоляции верхних обводнившихся пластов объекта. 362

	При резкой геологической неоднородности и примерной равноценности всех пластов объекта принципиальная направ­ленность регулирования заключается в возможно более пол­ном вовлечении в работу всех пластов при максимальном уменьшении различий в темпах их выработки. При массивном строении залежей с большим этажом неф­теносности, когда при разработке происходит подъем ВНК, целесообразен принцип регулирования разработки, предусма­тривающий обеспечение относительно равномерного подъема ВНК по всей площади залежи. Осуществляют это путем изо­ляции (отключения) интервалов перфорации и последователь­ного переноса перфорации вверх по разрезу по мере подъе­ма ВНК (рис. 120), с установлением оптимальных режимов работы добывающих скважин. При определении принципов регулирования разработки
		Л Л Л Л	Л
		>ш
		ВНК тек2
		: vi: vi: /i
		BHKTeKl
		. /I . /I .
		ВНК,
	Рис. 120. Последовательный перенос интервалов перфорации при разработ­ке массивной залежи. Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные; 3 — интервалы перфорации; 4 — изолированные интервалы перфорации; I, II, III — после­довательные этапы перфорации 363

	газонефтяных залежей исходят из того, что нефть вытесня­ется водой более полно, нежели газом за счет расширения газовой шапки. Поэтому в условиях природного активного напора контурных вод или приконтурного заводнения реали­зуют принцип регулирования разработки, предусматриваю­щий обеспечение неподвижности ГНК и возможно более равномерного подъема ВНК и продвижения контуров нефте­носности. Неподвижность ГНК обеспечивают, регулируя от­бор газа из газовой шапки таким образом, чтобы давление в газовой шапке все время оставалось равным пластовому дав­лению в нефтяной части залежи (излишний отбор газа приве­дет к подъему ГНК, т.е. к внедрению нефти в газовую шапку, причем значительную часть этой нефти впоследствии не уда­ется извлечь). В условиях применения барьерного заводнения на га­зонефтяных залежах принципиальной направленностью ре­гулирования разработки является создание сплошного водя­ного барьера между нефте- и газонасыщенной частями пласта. При разработке нефтегазовой залежи на газонапорном режиме (при вытеснении нефти газом за счет опускания ГНК), когда превалирующим видом энергии служит энергия расширяющегося газа газовой шапки, основная цель регули­рования заключается в рациональном использовании энергии газа. Осуществляют этот принцип путем регулирования отбо­ров жидкости, попутного газа и оптимального выбора интер­валов перфорации. При определении принципиального подхода к регулирова­нию разработки газовой залежи исходят из природного ре­жима, при котором происходит ее эксплуатация. В условиях газонапорного режима основная задача регулирования заклю­чается в максимальном снижении непроизводительных по­терь давления в пласте. Для осуществления этого принципа выравнивают давление по объему залежи путем перераспре­деления отбора газа из залежи по отдельным добывающим скважинам. При упругогазоводонапорном режиме работы газовой за­лежи регулирование разработки направлено на обеспечение равномерного подъема ГВК и продвижения контуров газо­носности, на уменьшение опережающего продвижения воды по более проницаемым прослоям. Реализация этого принципа заключается в воздействии на динамику обводнения скважин путем установления оптимальных уровней отбора по скважи­нам с учетом характера неоднородности пласта. 364

	При вытеснении нефти водой на завершающей стадии разработки нефтяных залежей принципиальное значение приобретает регулирование для извлечения нефти, оставшей­ся в малопроницаемых прослоях пластов, в основном обвод-нившихся.
	§ 3. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ БЕЗ СУЩЕСТВЕННОГО ИЗМЕНЕНИЯ ПРИНЯТОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ Значительная часть задач регулирования раз­работки может быть решена путем управления процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные систе­мы разработки нефтяных месторождений с заводнением имеют значительные возможности по регулированию процесса раз­работки с помощью пробуренных в соответствии с проект­ным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по скважинам различных геолого-техничес­ких мероприятий можно включать неработающие части за­лежей, интенсифицировать и замедлять разработку в дейст­вующей части объема залежи для реализации принятого прин­ципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся: оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфора­ции пластов объекта разработки; установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин; изменение направления фильтрационных потоков жидкос­ти в пластах; воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов; применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и од­новременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многоплас­товом строении объекта; изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов. Установление технологического режима работы нефтя­ных добывающих скважин. Под режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показате­ли ее эксплуатации, а также обеспечивающие это техничес­кие решения. Режим работы добывающих скважин по каждому объекту 365

	разработки устанавливается промыслово-геологической служ­бой нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине с уче­том ее местоположения на объекте и продуктивности плас­тов соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое дав­ление, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины; для фонтанной скважины устанавли­вается диаметр штуцера, а для механизированной - характе­ристика скважинного оборудования и параметры его работы. Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая на определен­ный период распределение проектной (плановой) добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и плас­тами, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки. Главное при установлении технологического режима рабо­ты скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологи­ческие нормы отбора из добывающих скважин. Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он ограничен по сравнению с технологической нор­мой. Одна из причин ограничения дебита заключается в недо­статочной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующей производитель­ности скважины. Нормы отбора могут ограничиваться требо­ваниями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давления ниже критическо­го, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушиться герметичность цементирования. При слабой сцементированности продуктивных пластов ограничение де­бита должно производиться с целью предотвращения проб-кообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. При изотропном строении пласта в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита нефти вызывается не­обходимостью предотвращения образования конусов воды и газа. Технические нормы отбора обычно остаются постоянны­ми длительное время и меняются только после проведения каких-либо геолого-технических мероприятий, таких как смена оборудования, обработка призабойной зоны скважин, дополнительная перфорация и т.п. 366

	Под технологической нормой отбора понимают макси­мально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, а зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объ­екту в целом, принятого принципа регулирования, продук­тивности пластов, закономерностей обводнения скважин, со­стояния пластового давления и т.п. Рассмотрим влияние перечисленных факторов на техноло­гическую норму суточного отбора из скважины. Проектным документом обычно обосновываются уровни добычи нефти по каждому объекту в целом или с разделени­ем его между зонами с разным характером нефтегазоводона-сыщения. Технологический режим должен составляться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими в этот период скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню. Нормы отбора, установленные с учетом продуктивности скважин, могут отвечать принятому принципу регулирования разработки объекта. В других случаях принятый принцип регулирования может потребовать внесения определенных корректив в нормы отбора по части скважин. Например, при необходимости равномерного продвижения контуров нефте­носности или фронта закачиваемой воды по скважинам, рас­положенным на участках, где отмечается опережающее про­движение воды, нормы отбора должны быть уменьшены, а по скважинам, расположенным на участках, где продвижение воды отстает, они должны быть увеличены. При реализации принципа регулирования, предусматрива­ющего опережающее продвижение воды по более продуктив­ным зонам пласта, в расположенных в пределах этих зон скважинах нормы отбора следует увеличить. Аналогичные коррективы вносятся и при других принципах регулирования. В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкос­ти, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводненности продукции по объекту разработки. При этом необходимо выделить главные факторы, оказыва­ющие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету. При внедрении законтурного и приконтурного заводнения или разрезании залежи на широкие полосы (т.е. при малой вязкости нефти, относительно однородном строении и высо- 367

	кой проницаемости продуктивных пластов) обводнение сква­жин на разных стадиях разработки при нормировании отбо­ров учитывается следующим образом. На I стадии разработки залежей, когда обводненность продукции по скважинам обычно невелика, ее можно не учи­тывать при установлении технологических норм отбора. К концу II стадии, при подходе внутреннего контура неф­теносности или фронта закачиваемой воды к внешнему до­бывающему ряду, с целью выравнивания фронта и замедле­ния обводнения скважин этого ряда целесообразно умень­шить нормы отбора из них, одновременно увеличив нормы отбора из безводных скважин внутренних рядов. На III стадии разработки значительная часть скважин внешних рядов в связи с их высокой обводненностью выво­дится из эксплуатации. Это вызывает необходимость даль­нейшего увеличения отбора жидкости из скважин внутренних рядов. На IV стадии на участках с повышенной неоднородностью пластов целесообразно форсирование отборов жидкости, т.е. значительное увеличение норм отбора жидкости. Форсирова­ние проводится как по действующим, так и по ранее оста­новленным скважинам. При повышенной вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов и значительной неоднородности продуктивных пластов, когда применяются разрезание залежи на узкие по­лосы, площадные и избирательные системы воздействия, об­воднение скважин начинается уже на I стадии разработки, и примерно к середине III стадии практически весь фонд сква­жин оказывается обводненным до 50-80 %. В дальнейшем обводненность продукции скважин возрастает меньшими темпами. В этих условиях регулирование разработки путем измене­ния норм отбора по отдельным скважинам не дает результа­тов. В обеспечении запроектированных уровней добычи неф­ти и нефтеотдачи основное значение приобретает постепен­ное наращивание отбора жидкости по всему фонду действу­ющих скважин, обусловливающее замедление падения дебита нефти и более эффективную промывку пласта. Состояние пластового давления при установлении норм отбора учитывается в основном на I стадии разработки при дефиците закачки воды и существенном снижении пластово­го давления на отдельных участках залежи. По добывающим скважинам, расположенным на участках со сниженным плас­товым давлением, нормы отбора необходимо ограничивать, 368

	чтобы не допустить снижения пластового давления ниже дав­ления насыщения более чем на 10-15 % и тем самым предот­вратить развитие режима растворенного газа, ведущего к снижению нефтеотдачи. Установление режимов работы нагнетательных скважин. При разработке залежей нефти с заводнением в ее регулиро­вании особо важную роль играет нормирование закачки воды как по каждой скважине, так и по каждому пласту многопла­стового объекта в целом. В условиях существенного развития фильтрационных свойств пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным отборам жидкости из участков пластов, прилегающих к тем или иным нагнетательным сква­жинам, - основной способ регулирования разработки. При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что на объекте в целом и на каждом участке, находя­щемся в сфере действия той или иной группы нагнетатель­ных скважин, объем закачиваемой воды должен компенсиро­вать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). Показате­ли компенсации должны находиться в полном соответствии с поведением пластового давления. Если накопленная с начала разработки закачка воды меньше накопленного отбора жид­кости, среднее пластовое давление по залежи (участку) будет ниже начального; при избыточной накопленной закачке среднее пластовое давление возрастает по сравнению с на­чальным. При недостаточной текущей (годовой) компенсации отбора жидкости закачкой должно происходить снижение среднего пластового давления, а при избыточной текущей компенсации давление должно возрастать. Если накопленная компенсация отбора закачкой по объ­екту (участку) достигнута, то в технологическом режиме ра­боты нагнетательных скважин норма закачки воды должна быть равной норме отбора жидкости, установленной техно­логическим режимом работы по сумме дебитов добывающих скважин на тот же период времени (или превышать ее не более чем на 5-10 % с учетом возможных потерь воды). Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды на некоторый период нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнета­тельных скважин больше норм текущих отборов жидкости на 20-30 % и более, исходя из производительности применя­емого для закачки воды оборудования и приемистости дейст­вующих нагнетательных скважин. 369

	При больших размерах залежи и значительной неодно­родности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы за­качки воды следует устанавливать сначала для групп нагнета­тельных скважин, расположенных на участках с различной характеристикой пласта, и только после этого в пределах участков - для каждой скважины. Выделение участков производят на основе детального изу­чения строения пластов и взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. При внутриконтурном заводнении це­лесообразно, чтобы каждый участок включал в себя отрезок разрезающего ряда нагнетательных скважин с прилегающими к нему с двух сторон рядами добывающих скважин. Для удобства желательно границы между участками проводить так, чтобы в многопластовом объекте они совпадали по всем пластам и были постоянными в течение всего периода разра­ботки. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом и для участков должна быть рас­пределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем поступающей в каждый пласт воды с помощью глубинных расходомеров. При несо­ответствии объемов воды, поступающей в пласты, нормам отбора жидкости из этих пластов необходимо принимать меры по увеличению приемистости слабопринимающих плас­тов (увеличение давления нагнетания, селективный гидрораз­рыв, применение оборудования для одновременно-раздельной закачки), ограничивать приемистость пластов с излишней за­качкой, а при необходимости осваивать дополнительные на­гнетательные скважины селективно на пласты с недостаточ­ной закачкой воды. Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пла­ста или объекта в целом устанавливаются проектными доку­ментами на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Сумма норм отбора по скважинам должна быть равна проектной норме отбора по объекту в целом. Технологические режимы работы газовых скважин со­ставляют ежеквартально. В них предусматриваются дебиты скважин, забойные давления (рабочие депрессии), давление и температура на буфере и в затрубном пространстве, количе­ство жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологических режимов рабо- 370

	ты отдельных скважин учитывают различные технологичес­кие и технические ограничения, включая требования по регу­лированию разработки. К числу таких ограничивающих фак­торов относятся разрушение призабойной зоны пласта, об­разование конусов и языков обводнения, техническое состо­яние скважин, температурный режим работы скважин, усло­вия сбора и транспорта газа и др. В зависимости от конкретных условий и действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавли­ваться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации га­за в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита. Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неус­тойчивыми породами, с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеда­нию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматрива­ется постоянный градиент давления против фильтра эксплуа­тационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, оп­ределяется опытным путем в процессе исследования скважин на разных штуцерах. В случае возможности образования конусов и языков об­воднения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливаются максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установле­нии режима работы скважины в данных условиях. При разработке газовых месторождений на газовом ре­жиме, когда пластовые или контурные воды не внедряются в залежь, путем выбора оптимального режима работы скважин добиваются предотвращения непроизводительных потерь пластовой энергии. За счет этого продлевается период бес­компрессорной эксплуатации, сокращается потребность в мощности дожимных компрессорных станций и установок искусственного холода. При разработке газоконденсатных месторождений на ре­жиме истощения проектный (плановый) отбор по скважинам также следует распределять так, чтобы до минимума сокра­тить потери пластовой энергии. Это обеспечивает повыше­ние конденсатоотдачи пласта. Во всех этих случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидро- 371

	динамических расчетов или электромоделирования процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах. В газовых скважинах, эксплуатируемых при низких плас­товых давлениях, возможно гидратообразование в призабой-ной зоне пласта. Его предотвращают путем установления со­ответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем. Иногда, особенно на газовых месторождениях в се­верных районах страны, при малых дебитах скважин в связи со значительным влиянием теплообмена с окружающими по­родами возможно гидратообразование в стволе скважин. В этих случаях при установлении режимов работы скважин де-биты должны приниматься выше критических, устанавливае­мых расчетным путем. Технологический режим с заданным давлением на устье (головке) скважины устанавливается в случае необходимости дальней транспортировки газа при отсутствии или недостатке мощности дожимных насосных станций. Цель технологическо­го режима с заданным во времени дебитом - бесперебойное обеспечение газом потребителей, особенно в зимнее время. Обоснование выбора интервалов перфорации. Положение интервалов перфорации в действующих скважинах в значи­тельной мере определяет характер движения флюидов по продуктивным пластам при их разработке. Путем выбора интервалов перфорации или их переноса можно регулировать степень охвата объема залежи разработкой, создавать более благоприятные условия для движения нефти, сокращать ко­личество попутно добываемой воды. При обосновании выбора интервалов перфорации исходят из того обстоятельства, что для повышения охвата нефтяной залежи разработкой желательно максимальное вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины продуктивно­го разреза, а для продления безводного и безгазового перио­дов работы скважин и ограничения отбора попутной воды оказывается целесообразным вскрывать только часть нефте­насыщенной толщины объекта. Причем в зависимости от строения объекта и применяемой системы разработки может быть разный подход к решению этой задачи. Ниже характеризуется подход к выбору интервалов пер­форации при разработке нефтяного объекта на естественном водонапорном режиме и при законтурном или приконтурном заводнении продуктивных пластов. Однопластовый нефтяной объект разработки с узкой во-донефтяной зоной (рис. 121). Как указывалось ранее, при 372

	Рис. 121. Перфорация про­дуктивного пласта одно-пластового объекта разра­ботки с узкой водонефтя-ной зоной. Условные обозначения см. на рис. 120				J.BHK
	законтурном или приконтурном заводнении добывающие скважины обычно размещаются в пределах внутреннего кон­тура нефтеносности. В этих случаях для обеспечения полноты охвата залежи разработкой в скважинах внутренних рядов продуктивный пласт перфорируют по всей толщине. В сква­жинах внешних рядов для продления безводного периода их эксплуатации целесообразно перфорировать только верхнюю часть пласта (50-70 % нефтенасыщенной толщины). Однопластовый объект разработки с широкой водонеф-тяной зоной (рис. 122). Пластовые залежи с широкими водо-нефтяными зонами или повсеместно подстилаемые подош­венной водой обычно разбуриваются по всей площади, за исключением периферийной части с малой нефтенасыщенной толщиной. Вытеснение нефти по таким объектам обычно сопровождается подъемом ВНК. Для продления безводного
		Л Л Л Л Л Л		ВНК
	Рис. 122. Перфорация продуктивного пласта однопластового объекта разра­ботки с широкой водонефтяной зоной: а — непроницаемые породы; остальные условные обозначения см. на рис. 120 373

	периода работы добывающих скважин, расположенных в пределах водонефтяной зоны, интервалы перфорации в них располагают на некотором удалении от поверхности ВНК (на 2-4 м). В ближайших к внутреннему контуру скважинах чис­то нефтяных зон нижняя часть пласта также не перфориру­ется. Чем выше вертикальная проницаемость пласта и чем он однороднее, тем на большем расстоянии от ВНК можно рас­полагать нижние перфорационные отверстия. При наличии на уровне ВНК или несколько выше его не­проницаемого пропластка со значительной площадью рас­пространения пласт перфорируют до кровли непроницаемого прослоя. В законтурных (приконтурных) нагнетательных скважинах пласт перфорируют по всей эффективной толщине. Во внут-риконтурных нагнетательных скважинах перфорируется вся нефтенасыщенная толщина пласта. Многопластовый объект разработки (рис. 123). В много­пластовых объектах вытеснение нефти водой обычно проис­ходит преимущественно в результате послойного продвиже­ния воды. В этих условиях в добывающих и нагнетательных скважинах, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности, все продуктивные пласты (прослои) объекта перфорируют по всей их нефтенасыщенной толщине. В водонефтяной зоне в каждой добывающей скважине нефтенасыщенный пласт, являющийся в ней нижним, перфо­рируют в том случае, если пласт прерывист и нефть на этом участке не может быть вытеснена к забоям скважин, распо­ложенным в следующем (по ходу движения жидкости) экс­плуатационном ряду. Если нефть из нижнего пласта может быть вытеснена к забоям других добывающих скважин, этот пласт обычно не перфорируют. В нагнетательных скважинах перфорируют все пласты. Массивная залежь с большим этажом нефтеносности (см.
	ВНК	Л д___д_	Рис. 123. Перфорация про­дуктивных пластов много­пластового объекта разра­ботки: 1—4 — индексы пластов-коллекторов; остальные ус­ловные обозначения см. на рис. 120
	374

	рис. 120). В таких залежах вытеснение нефти водой происхо­дит преимущественно за счет подъема ВНК. В этих условиях, особенно при неоднородном по проницаемости коллекторе, придерживаясь ранее описанного принципа регулирования, в добывающих скважинах обычно перфорируют интервалы нефтенасыщенной толщины снизу вверх. Сначала в скважине перфорируют интервал 20-40 м в нижней части залежи, уда­ленный от начального ВНК на 10-15 м. Эксплуатация сква­жины продолжается до ее обводнения в результате подъема ВНК. После этого обводненный интервал изолируют и пер­форируют следующий вышележащий интервал с некоторым отступлением от текущего ВНК. Количество переносов ин­тервалов перфорации в каждой скважине зависит от высоты залежи, положения скважины на структуре, характера и сте­пени неоднородности продуктивного разреза. В редких случаях, когда пласт-коллектор характеризуется однородным строением и другими весьма благоприятными условиями (активный водонапорный режим, значительная проницаемость коллектора, низкая вязкость нефти), значи­тельный охват объема залежи вытеснением может быть обеспечен при перфорации с начала разработки только верхней части продуктивного разреза. Сводовая газонефтяная залежь, подстилаемая водой (рис. 124). При разработке нефтяных оторочек, приурочен­ных к монолитным пластам, основные сложности заключа­ются в образовании конусов воды и газа в призабойной зоне скважин, приводящем к быстрому обводнению и загазирова-нию скважин в процессе их эксплуатации. Для предотвраще­ния этого явления в каждой скважине должно выбираться оптимальное положение интервала перфорации, при котором нижние перфорационные отверстия находятся на определен­ном удалении от ВНК, а верхние - от ГНК. Одновременно Л Л Л Л Л
	Рис. 124. Перфорация нефте­насыщенной части пласта сводовой газонефтяной зале­жи, подстилаемой водой: а — газонасыщенные кол­лекторы; остальные условные обозначения см. на рис. 120			ВНК
	375

	обосновывается и устанавливается предельный дебит сква­жин, при котором вершины конусов не достигают интерва­лов перфорации, благодаря чему скважины длительное время не обводняются и не загазовываются. Обоснование оптимального положения интервала перфо­рации в сочетании с предельным безводным и безгазовым дебитом можно проводить расчетным или опытным путем. При резко анизотропном строении пласта, связанном с наличием непроницаемых прослоев, интервал перфорации следует размещать под ближайшим непроницаемым просло­ем. Если в процессе разработки залежи происходит посте­пенное перемещение ГНК и ВНК в связи с уменьшением толщины нефтяного слоя, то безводный и безгазовый дебиты следует постепенно уменьшать. При внутриконтурном заводнении во внутреннем контуре нефтеносности добывающих и нагнетательных скважинах обычно перфорируется вся нефтенасыщенная толщина экс­плуатационного объекта. Регулирование разработки воздействием на призабойную зону скважин. На процесс выработки запасов существенно влияет состояние призабойной зоны добывающих и нагнета­тельных скважин. Поэтому целенаправленное изменение фильтрационных свойств в прискважинной зоне относится к эффективным средствам регулирования разработки. Эта работа начинается уже на этапе бурения скважин. Фильтрационные свойства пластов ухудшаются в процессе вскрытия их при бурении (первичное вскрытие) и при пер­форации (вторичное вскрытие). Это связано с избыточным гидродинамическим перепадом давления между заполненным промывочным раствором стволом скважины и пластовым дав­лением, также с недостаточным качеством раствора. Вследст­вие высокой плотности бурового раствора (около 1,2 г/см) и высокой водоотдачи (5-40 см/ч) в призабойную зону пласта проникает его фильтрат на расстояние до 2-3 м от стенки скважин, а в поры пласта на глубину до 3-5 см проникают глинистые частицы. Происходит частичная закупорка пор прискважинной зо­ны пластов раствором, разбухание глинистых частиц пласта, образуются стойкие водонефтяные эмульсии, снижается фа­зовая проницаемость для нефти. Столь же отрицательные явления происходят и при вторичном вскрытии. Закупорка пор происходит также и при цементаже сква­жины. В результате таких воздействий проницаемость и соответ- 376

	ственно продуктивность скважин может снижаться в 2-3 раза и более. Такой подход к вскрытию пластов преобладал в те перио­ды, когда страна обладала богатой сырьевой базой, в разра­ботку вводились высокопродуктивные залежи. В процессе освоения скважин и в начальный период их эксплуатации часть фильтрата бурового раствора и глинистых частиц вы­носилась из пласта и призабойная зона частично очищалась. В результате, несмотря на то что природные возможности пластов использовались не полностью, достигались достаточ­но высокие дебиты скважин и этот вопрос не вызывал до­статочной озабоченности. В последние годы в разработку вводятся в основном зале­жи с низкими коллекторскими свойствами. Чем хуже кол-лекторские свойства пластов, тем меньше возможный при­родный дебит скважин и тем сильнее ухудшаются их свойст­ва при завершении строительства скважин. Результат всего этого - настолько низкие дебиты скважин, что разработка залежей оказывается экономически нерента­бельной. Таким образом, возникла серьезная проблема поиска и применения новых технологий заканчивания скважин при бурении. Эта проблема решается довольно активно. Создан целый набор оптимальных рецептур промывочных жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пластов. В целом эти рецептуры направлены на максимально возможное снижение гидростатического давления столба промывочной жидкости в скважине на призабойную зону вскрываемых пластов и на предотвращение отрицательного физико-химического воздействия этой жидкости на нефтенасыщен-ность породы-коллектора. Созданы и применяются полимер-глинистые растворы с уменьшенным содержанием глинистой фракции, растворы высокомолекулярных полимеров, аэри­рованные жидкости, газожидкостные смеси на основе водно­го раствора полимера, жидкости на основе пластовой мине­рализованной воды, обработанные полимером и полиспирта­ми и др. При цементаже скважины также решается задача умень­шения перепада давления на продуктивный пласт, интервал продуктивного пласта подготавливается к цементажу путем прокачки буферной жидкости, ограничивающей поступление фильтрата и твердых частиц тампонирующих смесей. При перфорации наряду с мероприятиями по исключению проникновения в пласт фильтрата и твердых частиц раствора 377

	производят вскрытие пластов с применением специальных конструкций перфораторов, не наносящих вреда структуре пустотного пространства, а также конструкций, обеспечива­ющих возможно большую глубину перфорационных кана­лов - вплоть до 60-70 см, вместо достигаемых при традици­онной перфорации 20-25 см. Большое внимание уделяют технологии освоения новых скважин, не только добиваясь обеспечения их природной продуктивности, но, по возможности, и повышая ее сверх природной, путем обработки призабойной зоны пластов. В комплекс мероприятий при этом входят дренирование плас­та, обработка призабойной зоны растворами на углеводо­родной основе, гидравлический разрыв пластов, при повы­шенной вязкости нефти - термическая обработка и др. В процессе дальнейшей эксплуатации обработка приза-бойньгх зон может неоднократно повторяться. Большое вни­мание необходимо уделять улучшению профилей притока до­бывающих скважин и профилей приемистости нагнетатель­ных скважин, что особенно важно для регулирования разра­ботки многопластовых и неоднородных по толщине одно-пластовых объектов. Для решения этой задачи проводят следующие мероприя­тия: проводят выборочную дополнительную перфорацию и на­правленный гидроразрыв менее проницаемых пластов; повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов; уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием хими­ческих реагентов, пен, воды с механическими добавками, за­гущенной воды; снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пла­стов; организовывают раздельную закачку воды в пласты с раз­личной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специаль­ного оборудования. Регулирование разработки с помощью оборудования для одновременно раздельной работы нефтяных пластов в скважине. Применение специального оборудования создает условия для независимого регулирования эксплуатации плас­тов с различной проницаемостью. Это оборудование позво- 378

	ляет с помощью пакера разобщить в стволе скважины два пласта (или две группы пластов) и вести отбор из каждого пласта (или закачку) по своей колонне насосно-компрессорных труб или одного из них по насосно-компрессорным трубам, а другого - по межтрубному прост­ранству. Применению одновременно раздельной эксплуатации в це­лях регулирования разработки должен предшествовать неко­торый период совместной работы пластов. В этот период необходимо выполнить комплекс геолого-промысловых ис­следований для получения данных о характере эксплуатации каждого из пластов в условиях их совмещения, о их приеми­стости, дебите, взаимовлиянии и др. На базе обобщения ре­зультатов исследования определяют задачи по регулированию, которые могут быть решены с помощью этого метода как по каждой скважине в отдельности, так и по объекту в це­лом. В первую очередь под одновременно раздельную эксплу­атацию должны быть оборудованы нагнетательные скважи­ны, так как регулирование разработки закачкой воды более эффективно и технически более доступно. Путем применения одновременно раздельной эксплуатации можно решать такие задачи регулирования, как вовлечение в разработку менее продуктивных пластов разреза, выравнива­ние темпа отбора запасов по пластам разной продуктивнос­ти. Выбор параметров оборудования производится с учетом свойств пластов. Скорость движения в пласте фронта нагне­таемой воды при поршневом вытеснении Т = .кпрДр/цжЛ1Рн£извд.нЛ7,                                                    (XVI. 1) где кпр - проницаемость пласта; Ар - перепад давления; цж -вязкость пластовой жидкости; m - эффективная пористость пласта; |3Н - коэффициент нефтенасыщения; &ИЗВл.н ~ коэффи­циент извлечения нефти; А/ - длина участка пласта. Разница в скорости движения фронта воды по двум сосед­ним пластам вследствие близости значений многих парамет­ров, входящих в уравнение, обусловлена главным образом различием проницаемости пластов и перепадов давления: icnpl/icnp2 = Арпд1/Арпд.                                                      (XVI.2) Для обеспечения равной скорости перемещения воды по пластам необходимо во втором пласте при нагнетании воды создать перепад давления
	379

	Следовательно, в менее проницаемом пласте по возмож­ности нужно создавать перепад давления, превышающий пе­репад давления в другом пласте во столько раз, во сколько раз меньше проницаемость этого пласта. Применение оборудования для раздельной эксплуатации пластов в добывающих скважинах целесообразно начинать после того, как исчерпаны возможности регулирования раз­работки путем подбора оптимальных режимов нагнетания воды по пластам и получены надежные данные о том, что возможности раздельной закачки исчерпаны. К сожалению, метод одновременно раздельной эксплуата­ции пластов широкого применения не нашел, но в дальней­шем ему следует уделять большее внимание. Регулирование разработки с целью ограничения непроиз­водительных отборов попутной воды. При разработке за­лежей путем вытеснения нефти водой вместе с нефтью добы­вается значительное количество попутной воды. Основная часть этой воды выполняет полезную работу по вытеснению нефти, и поэтому ее извлечение на поверхность технологиче­ски необходимо и экономически оправдано. В то же время из скважин может отбираться и вода, уже не участвующая в процессе вытеснения. Отбор такой воды приводит к непро­изводительным затратам и ухудшает технико-экономические показатели разработки. Все рассмотренные выше способы регулирования разра­ботки в той или иной мере решают и задачу уменьшения объемов добываемой попутной воды. Наряду с ними необхо­димо принимать меры, непосредственно направленные на ограничение непроизводительных отборов попутной воды, такие как своевременное прекращение эксплуатации добы­вающих скважин при достижении предельной обводненности, отключение в скважинах обводненных пластов и интервалов путем проведения изоляционных работ, прекращение нагне­тания воды в заводненный пласт и др. Работы по ограничению непроизводительных отборов по­путной воды проводятся с учетом результатов анализа состо­яния разработки объекта с тем, чтобы выбрать наиболее эффективное в данных условиях мероприятие и сохранить отбор той воды, которая обеспечивает повышение нефтеизв-лечения. Характер мероприятий определяется с учетом зако­номерностей перемещения воды в пластах. При вытеснении нефти за счет подъема ВНК следует про­водить изоляцию нижней обводненной части пласта. Для это­го выполняется цементирование обводненного интервала под 380

	давлением с установкой цементного стакана или моста. Наи­больший эффект достигается в тех случаях, когда на уровне текущего ВНК имеется значительный по толщине и широко распространенный по площади прослой непроницаемых по­род. При фронтальном перемещении воды по монолитному пласту с благоприятным соотношением вязкостей нефти и воды, т.е. когда оставшаяся в районе обводненной скважины нефть может быть вытеснена к другим добывающим скважи­нам, обводняющиеся скважины (кроме скважин стягивающих рядов) могут выводиться из эксплуатации при обводненности около 90 %. Названные мероприятия по уменьшению непроизводи­тельных отборов воды проводят на протяжении всего основ­ного периода разработки каждой залежи вплоть до обводне­ния продукции до 70-80 %. Доразработка пластов при такой и далее более высокой обводненности недостаточно эффективна вследствие того, что вода поступает в скважины по обводненным высокопро­ницаемым слоям, в то время как малопроницаемые прослои остаются невыработанными. Нефтяниками многие годы овла­девала идея поиска селективных методов изоляции, при ко­торых обводненные слои изолировались бы, а малопроница­емые включались в работу. Но к широкомасштабному созда­нию и промышленному внедрению подобных высокоэффек­тивных технологий приступили лишь в самое последнее вре­мя, когда стало очевидным, что по многим залежам получить традиционными методами запроектированное нефтеизвлече-ние вряд ли удастся. Создан целый арсенал физико-химических методов, осно­ванных на комплексировании разных компонентов, добавля­емых к нагнетаемой воде. Эти методы обеспечивают резкое уменьшение проницае­мости обводненных более проницаемых слоев, в результате чего воды направляются в менее проницаемые прослои. При этом происходит существенное увеличение дебита нефти до­бывающих скважин за счет включения неработавших про­слоев, снижение обводненности и соответственно уменьше­ние отборов попутной воды. Среди новых физико-химических технологий выделяют гелеобразующие и полимердисперсные. Гелеобразующие технологии основаны на добавке к на­гнетаемой воде реагентов, образующих в обводненных слоях пласта неподвижные гели. Для улучшения и продолжительно- 381

	го сохранения в пласте структуры неподвижных гелей в за­качиваемый гелевый раствор доставляют различные химичес­кие элементы - "сливатели". Взамен дорогостоящего полиакриламида изыскивают воз­можность применения более доступных - оксиэтилцеллюло-зы, композиций на основе низкомодульного жидкого стекла, биополимеров и др. Полимердисперсные технологии предусматривают нагнета­ние в пласты дисперсионной фазы - водного раствора поли­мера, содержащего в виде дисперсной фазы глинопорошок, торф, мел, песок или другие материалы. Вместо дефицитного полиакриламида при реализации такой технологии также на­чали применять заменители. В высокопроницаемых обвод­ненных прослоях дисперсный материал образует осадок, за­крывающий крупные фильтрационные каналы (кольматация высокопроницаемых прослоев), содержащие воду, оставляя в работе нефтесодержащие прослои с мелкими каналами.
	§ 4. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ИЛИ ИЗМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ В связи с этим недостаточным учетом осо­бенностей геологического строения месторождения при про­ектировании системы разработки после некоторого периода эксплуатации залежи фактические показатели ее разработки могут существенно отличаться от проектных. Часто это бы­вает связано с тем, что принятые технологические решения не в полной мере отвечают деталям строения объекта. Так, в связи с большей неоднородностью продуктивных пластов, чем предполагалось вначале, значительные участки объекта в целом или отдельных пластов могут оказаться не вовлеченными в разработку - это линзовидные и тупиковые зоны, малопродуктивные пласты, участки, удаленные от на­гнетательных скважин, участки между скважинами стягиваю­щего ряда и др. (рис. 125). В этом случае для регулирования разработки требуется проведение мероприятий по совершенствованию, а в отдель­ных случаях и по коренному изменению ранее принятой сис­темы разработки. Меры по совершенствованию системы разработки обосновываются специализированными научно-исследовательскими организациями при анализе разработки 382

	Рис. 125. Охват разработкой по площади при зональной неод­нородности пласта. Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; высокопро­ницаемые части пласта: 3 — охваченные разработкой, 4 — не охваченные разработкой (А — экранированные участки; Б — линзы; В — тупиковые зоны); 5 — низкопроницаемые части пласта, не охваченные разработкой	■■'■О' •■•■• '• ■'о'У//9///////1Т'
		£-_-:-:-:-$■
	/_o--0-__"Q_----
	-г
	или при авторском надзоре за выполнением проектного до­кумента: в случае коренного изменения системы составляется дополнительный проектный документ. К мероприятиям по совершенствованию систем разработ­ки относятся: уплотнение сетки скважин на отдельных участках за счет предусмотренного в проектном документе резерва скважин, а иногда и за счет дополнительного их количества; приближение нагнетания к добывающим скважинам путем бурения новых нагнетательных скважин или переноса нагне­тания с освоением под закачку некоторых обводненных 383

	скважин, организация очагового заводнения в дополнение к основной системе воздействия на пласт; изменение направления фильтрационных потоков и цик­лическое заводнение. Наиболее эффективные для конкретных условий меры выбирают на основе уточненных представлений об особен­ностях геологического строения объекта и текущем состоя­нии его разработки. Подключение к разработке линзовидных участков высо­копроницаемых коллекторов достигается созданием очагов заводнения с использованием в качестве нагнетательных от­дельных скважин из числа добывающих или бурением специ­альных скважин из числа резервных. Малопроницаемые участки пласта в целом подключают к разработке, создавая на них или вблизи очаги заводнения и применяя повышенное давление нагнетания. Разработка удаленных от линий нагнетания участков пло­щади может быть активизирована несколькими путями. Один из них — увеличение перепада давления между зонами нагнетания и отбора путем повышения давления закачки во­ды. Второй путь — снижение забойного давления в добываю­щих скважинах. В условиях природного или искусственного водонапорного режима при равных давлениях на забое до­бывающих скважин дебит скважин во внешних рядах будет больше в связи с большей депрессией. В скважинах следую­щих рядов депрессия и дебит уменьшаются из-за снижения динамического пластового давления к центру площади, что приводит к образованию участков, не включенных в разра­ботку. Вовлечение в разработку таких участков может быть обеспечено ограничением отборов из внешних рядов сква­жин. Это способствует росту пластового давления во внут­ренних рядах. Однако следует иметь в виду, что уменьшение забойного давления во внешнем ряду снижает текущую до­бычу по объекту в целом. Вовлечение в разработку внутренних неработающих уча­стков залежи может быть обеспечено созданием в их преде­лах дополнительных разрезающих рядов или очагов заводне­ния. Этот путь зачастую оказывается наиболее эффектив­ным, так как позволяет поддерживать низкие забойные дав­ления во всех рядах добывающих скважин. В рядах добывающих скважин, к которым стягиваются контуры нефтеносности, целики нефти между скважинами можно намного уменьшить путем бурения уплотняющих 384

	скважин в ряду из числа резервных или освоением скважин в ряду через одну под нагнетание воды. Эффективный метод вовлечения в разработку застойных зон пластов между скважинами — изменение направления фильтрационных потоков. Это достигается различными пу­тями: попеременным ограничением или прекращением закач­ки воды в группы нагнетательных скважин либо с помощью разрезающих рядов, имеющих разные направления, и др. В случаях, когда меры по совершенствованию реализуемой системы разработки не могут обеспечить достаточное управ­ление процессами, протекающими в пластах, необходимо провести коренное изменение системы разработки. Оно мо­жет предусматривать выполнение в отдельности или в опре­деленном сочетании следующих мероприятий: повсеместного уплотнения сетки скважин; разделения многопластового объекта на объекты с мень­шей толщиной; замены вида заводнения — перехода от разрезания к площадному или избирательному заводнению; значительного увеличения давления нагнетания воды и др.