Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние изученности проблемы и постановка задач исследования 9
1.1. Современные представления о распределении остаточных запасов нефти месторождений 9
1.2. Влияние геологической неоднородности на выработку запасов нефти 14
1.3. Влияние литолого-фациальной неоднородности на эффективность выработки запасов нефти 16
1.4. Современные методы и способы выработки остаточных запасов нефти 19
Выводы по главе 1 26
Глава 2. Анализ особенностей геологического строения и существующей системы разработки объекта исследования 27
2.1 Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов объекта исследования 27
2.2 Анализ текущего состояния разработки, эффективность применяемых технологий, использования фонда скважин 30
2.2.1 Анализ основных показателей разработки исследуемого участка 30
2.2.2 Структура фонда скважин 35
2.3 Характеристика энергетического состояния пласта БС10-2/3 36
2.4 Анализ выработки запасов 39
Выводы по главе 2 44
Глава 3. Исследования влияния геологической и литолого-фациальной неоднородности на выработку запасов нефти 45
3.1 Палеогеографические обстановки и литология продуктивного пласта БС10-2/3 45
3.1.1 Базовая седиментационная модель пласта БС10-2/3 .45
3.2 Восстановление палеогеографических обстановок и уточненная модель формирования продуктивного пласта БС10-2/3 46
3.3.Выделение классов неоднородности с учетом литолого-фациальных зон .61
3.4 Дифференциация и идентификация скважин по комплексу геолого геофизических и технологических параметров 69
Выводы по главе 3 79
Глава 4. Обоснование выбора технологий выработки и интенсификации добычи различных категорий остаточных запасов нефти 80
4.1 Влияние геологического строения на эффективность выработки запасов и продуктивность скважин 80
4.2 Обоснование применения ГРП для вовлечения в разработку остаточных запасов 83
4.3 Обоснование применения обработок призабойной зоны для условий пласта БС10-2/3 92
4.4 Обоснование применения нестационарного заводнения для вовлечения в разработку остаточных запасов 99
4.5 Обоснование применения физико-химических методов для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти 108
Выводы по главе 4 116
Заключение 118
Список сокращений и условных обозначений 120
Список использованных источников 121
- Современные методы и способы выработки остаточных запасов нефти
- Восстановление палеогеографических обстановок и уточненная модель формирования продуктивного пласта БС10-2/3
- Обоснование применения ГРП для вовлечения в разработку остаточных запасов
- Обоснование применения физико-химических методов для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти
Современные методы и способы выработки остаточных запасов нефти
Методы воздействия на пласт разделяют на две большие группы - первая направлена на восполнение энергии пласта путем поддержания пластового давления через систему закачивания в пласт воды. Вторая группа – это методы, направленные на улучшение фильтрации нефти в призабойной зоне пласта.
Первая группа направлена на повышение коэффициентов вытеснения и охвата залежи воздействием заводнения. В результате происходит улучшение смачиваемости, снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», перераспределение градиента давления, стимулирование капиллярных сил [26, 27, 31].
Все известные современные методы воздействия на пласт можно разделить на 4 группы, представленные на рисунке 1.6.
Так называемые первичные методы – это работа залежи или месторождения на естественном режиме поддержания пластового давления, то есть использующие естественную энергию пласта: энергия растворенного газа, упругая энергия, законтурных вод, газовой шапки и гравитационных сил.
К вторичным методам относятся системы искусственного поддержания пластового давления с использованием определённого вида заводнения или его комбинации. Такими видами могут быть – законтурное, внутриконтурное заводнение, последнее, в свою очередь, подразделяется на очаговое, избирательное и приконтурный вид заводнения [50, 51, 52]. К вторичным методам также относятся их современные представители, такие как гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (форсированный отбор жидкости, циклическое заводнение и др.).
Третичные методы воздействия на пласт не связаны с выработкой запасов на естественном режиме и не используют необработанную воду для закачивания в пласт. Данные методы представляют собой группу методов, которые подразделяются по способу и механизму воздействия на вмещающий флюид. Так, группы третичных методов включают в себя физико – химические (закачка серной кислоты, ПАВ и др), физические (гидравлический разрыв пласта, бурение горизонтальных и вторых стволов, виброволновое воздействие и др.), тепловые (внутрипоастовое горение, паротепловое воздействие и др.), газовые (закачка азота, углеродного газа и др.), микробиологические (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте) [35].
Четвертичные методы или как их еще называют улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery) подразумевают под собой комбинирование видов выше обозначенных групп методов воздействия на пласт.
Для каждого типа остаточной нефти и уникального набора параметров пласта необходим грамотный выбор геолого-технических мероприятий.
В таблице 1.2 представлены основные известные и применяемые методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи для каждого типа остаточной нефти.
Так, известно, что остаточная нефть, не охваченная процессом заводнения из-за высокой степени макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, вовлекается в разработку посредством совершенствования реализуемых систем и технологий разработки и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Остаточная нефть микроуровня может быть извлечена только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений [72, 75]. В результате анализа и обобщения известных исследований по выбору геолого-технических мероприятий, автором систематизированы некоторые виды ГТМ для каждого типа остаточной нефти (таблица 1.2).
Восстановление палеогеографических обстановок и уточненная модель формирования продуктивного пласта БС10-2/3
Изучение неоднородности пласта БС10-2/3 Тевлинско-Русскинского месторождения автором было проведено на основе фациального анализа по электрометрическим моделям с привязкой по керну. Результатом стало выделение таких фациальных зон как: зона супралиторали (верхний пляж), зона литорали - пляж и верхняя часть предфронтальной зоны пляжа, зона сублиторали - нижняя часть предфронтальной. Выделение фациальных зон было основано на основе электрометрических моделей фаций, которые позволили уточнить генезис осадков и осуществить восстановление палеогидродинамических обстановок.
Использовались данные метода электрокаротажа по скважинам - метода потенциалов собственной поляризации (ПС), который контролировался методом гамма-каротажа (ГК). Для исключения влияния побочных факторов использовались также не абсолютные значения ПС в мВ, а относительные – пс.
Согласно, работе К.Г. Скачека «Особенности фациального строения неокомских отложений (на примере группы пластов БС10-2/3 северной части Сургутского свода», в пределах указанной площади были выделены основные фациальные зоны, представленные на рисунке 3.2 [60-62]. Однако, часть фаций для пласта БС10-2/3 Тевлинско- Русскинского месторождения не рассмотрена. Ввиду данного факта автором было осуществлено восстановление палеогеографической обстановки формирования пласта.
Для анализа использовались данные по 678 скважинам. Данные метода ПС контролировались методами ГК. Предшествующим этапом восстановления палеогеографических обстановок стала детальная корреляция анализируемого объекта. Пример корреляции с данными ПС и ГК представлен на рисунке 3.3. Рисунок 3.3 - Пример детальной корреляции пласта БС10-2/3 по линии скважин №№ 6773-6966-5550-5552-5553-5555
Основные электрометрические модели фации пласта БС10-2/3 Тевлинско-Русскинского месторождения, полученные автором, приведены в таблице 3.1.
В ходе анализа кривых пс пласта БС10-2/3, в пределах изучаемой территории, было выделено семь групп, относящхся к разным фациальным обстановкам:
- пляж с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами;
- предфронтальная зона пляжа;
- сеть береговых баров и островов в зоне пляжа.
- сеть трангрессивных баров в предфронтальной зоне пляжа;
- сеть подводных валов в предфронтальной зоне пляжа;
- промоины разрывных течений;
- дюны;
- вдольбереговые промоины.
В ходе анализа электрометрических моделей была построена карта распространения фациальных зон пласта БС10-2/3, представленная на рисунке 3.4.
Согласно полученной карте, распространение фациальных обстановок закономерно сменяется в восточно-западном направлении от зон супралиторали (верхнего пляжа) до зон сублиторали (нижняя часть предфронтальной зоны и переходная зона).
Отложения лагуны представлены глинами с прослоями мелкозернистых песчаников с волнистой, косоволнистой слоистостью, с органическими остатками.
До образования лагуны происходит формирование береговых промоин между берегом и растущим баром. Когда бар достигает поверхности моря или образования барьерного острова, тогда вдольбереговые промоины превращается в лагуну [17]. Лагуны обладают небольшой площадью, малыми глубинами и застойной динамикой водной среды. И как следствие отложения лагуны представлены илами с высоким содержанием органического вещества, либо хемогенными осадками. Проницаемость их от 0,1 до 2 мкм210-3, пористость насыщения от 0,01 до 0,06 д.ед.(по скважинам, относящимся к данной фациальной обстановке). Палеогидродинамический режим соответствует четвертому уровню гидродинамической активности, при пс 0,2-0,4.
Фация верхнего пляжа распространена в восточной части месторождения и представлена песчаниками светло-серыми, неравномерно бурыми, преимущественно средне-мелкозернистыми. Участками (толщиной от 10 см до 2 м) песчаники карбонатные. Слабовыраженная текстура, чаще всего горизонтальная и косая однонаправленная слойчатая, участками текстура массивная.
Коэффициент сортировки (Sо) составляет 1,5-1,4 д.ед. Проницаемость по керну составляет 250-540, участками до 700-800 (10-3 мкм2). Пористость насыщения составляет 0,18 – 0,22 д.ед. Содержание слюд может составлять от 2 до 6 %. Палеогидродинамический режим среды - второй уровнь гидродинамической активности (пс = 0,8-0,9) [17, 83, 107].
Литоральная область содержит зону нижнего пляжа, в различной степени прорезанную протоками, и верхнюю часть предфронтальной зоны пляжа, включая серии вдольбереговых валов и баров. Строение и размещение аккумулятивных песчаных тел прибрежной части представлено на рисунке 3.5.
На площади работ зона нижнего пляжа сложена песчаниками светлосерыми, мелкозернистыми. Отмечаются участки (толщиной до 15 см) мелкозернистых, глинистых алевролитов темно-серого цвета, с косой слойчатой текстурой, или с текстурами пластических деформаций, наблюдаются редкие прослоями (толщиной до 15 см) обильного обогащения интракластами серых глинистых алевролитов. Текстура отложений массивная, реже косая или горизонтальная.
Коэффициент сортировки (Sо) варьирует в пределах от 1,4 до 2,3 д.ед. (преобладает 1,5-2,2 д.ед.). Проницаемость составляет от 50 до 600, реже до 990 (10-3мкм2). Пористость насыщения составляет 0,14 – 0,23 д.ед. Содержание слюд – от 1 до 3, в нижней части до 9 %. [83].
По результатам анализа форм кривых ПС и пс фация пляжа протягивается субмеридиональной полосой на востоке пласта изучаемой территории. Данные керна скважин и шлифов (рисунок 3.6), принадлежащего к выделенной фациальной обстановке, свидетельствуют о песчаниках от бурых до темновато-бурых на глинистом или карбонатно-глинистом цементе, участками пологоволнистые –слоистые.
В литоральной области, согласно анализу формы, кривых пс, была выделена сеть аккумулятивных песчаных тел, протягивающаяся, согласно зонам пляжа, субмеридиональной полосой. Выделенные песчаные тела, а именно вдольбереговые бары и валы, отличаются лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и обладают определенной степенью однородности.
Согласно данным скважин песчаные тела литоральной области (77 анализируемых скважин) сложены мелкозернистыми песчаниками с хорошей сортировкой обломочного материала, с косой разнонаправленной слоистостью.
Согласно полученной автором карт-схемы распространения фациальных зон (рис 2.2.4) песчаные тела баров представляют собой серию из нескольких соприкасающихся или граничащих друг с другом песчаных тел. Ширина их изменяется в диапазоне от 500 метров до 1,5 – 2 км.
Обоснование применения ГРП для вовлечения в разработку остаточных запасов
На изучаемом объекте гидравлический разрыв пласта проводится с 1993 г. На 01.01 2018 г. гидроразрывом пласта в целом охвачено 77 % скважин добывающего фонда. За период 2009 -2017 гг. по пласту БС10-2/3 было проведено 311 скважино-операций с применением ГРП [2, 3, 4, 83, 87, 88].
Дополнительная добыча при проведении ГРП за период 2009 – 2017 годов составила более 2900 тыс. тонн нефти или в среднем 10,5 тыс. тонн на скважино-операцию. Гидроразрыв пласта является самым эффективным методом увеличения нефтеотдачи как нагнетательных, так и добывающих скважин анализируемого пласта (рис.4.5).
Для оценки влияния геолого-геофизических и технологических параметров на эффективность ГРП было проведено исследование посредством статистического моделирования. Эффективность ГРП оценивалась как влияние геологических и промысловых данных до проведения ГРП и после (дебиты нефти и жидкости, обводненность) на дополнительный объем добытой нефти из пласта-коллектора [4, 5, 6].
В выборку параметров статистического моделирования попало 276 событий проведения ГРП, критериальная переменная Yi и 11 регрессоров Xi.
Независимые параметры: геологические данные - X1-коэффициент пористости, д.ед; X2-коэффициент проницаемости, мД; X3-коэффициент нефтенасыщенности, д.ед; X4-коэффициент песчанистости, д.ед.; X5-коэффициент расчлененности д.ед.; X6-эффективная нефтенасыщенная толщина, м; промысловые: X7-обводненность до ГРП, %; X8-дебит жидкости до ГРП, т/сут ; X9-дебит нефти до ГРП, т/сут; X10-пластовое давление до ГРП, МПа ; X11-время работы скважины до ГРП, дни. Данные по 276 скважинам по ГРП были нормированы и по ним проведено исследование влияния указанных факторов на эффективность ГРП методом регрессионно-статистического анализа.
Процедура проведения регрессионного анализа позволила смоделировать уравнение регрессии, показывающее влияние различных признаков на критериальную переменную - дополнительную добычу нефти (Yi): Yi = -1.06 х 0,12 хХг- 0,11 хХ2- 0,02 х Х3 + 0,09 х Х4 + 0,52 х Х5 + 0,41 хХв + 0,03 х Х7 - 0,28 х Х8 - 0,21 х Х9 + 0,38 х Х10 - 0,09 х Хг1 (1.3)
Множественный коэффициент регрессии геолого-статистической модели составил 0,75 %. Адекватность расчетных показателей была оценена по критерию Фишера, а значимость оценок коэффициентов уравнения регрессии по критерию Стьюдента. Регрессионная статистика представлена на рисунке 4.6. Значения полученных показателей свидетельствует о достоверности результатов расчета. [2, 3, 98, 99].
Согласно полученному уравнению регрессии наиболее влиятельными факторами из геологических являются: количество пропластков в обрабатываемом интервале и эффективная нефтенасыщенная толщина; из промысловых данных на эффективность ГРП оказывает влияние пластовое давление и дебит нефти до проведения гидравлического разрыва пласта. Также влиятельными являются фильтрационно-емкостные свойства и дебит жидкости до ГРП. По фактическим вышеуказанным данным скважины с ГРП были условно разделены на три группы по критерию дополнительно добытой нефти с даты проведения ГРП. Данные о геологических характеристиках и технологических параметрах и показателях добычи после проведения гидравлического разрыва пласта по группам эффективности представлены в таблице 4.1.
Первая группа – скважины с наибольшей эффективностью ГРП.
Дополнительна добыча нефти по группе данных скважин составляет около 1478 тыс. тонн или 13, 95 тыс. тонн на скважино-операцию. К данной группе отнесены 106 скважин, они территориально распространены субмеридионально в центральной части пласта.
Вторая группа включает в себя 92 скважин со средним эффектом получения дополнительной добычи нефти 1063 тыс. тонн. Среднее значение пористости для данной группы равен 0,198 д.ед., проницаемости 57,8 10-3мкм2. Изменение эффективных толщин близко к пределам варьирования первой группы от 0,7 до 39,4 м. Дебиты до ГТМ по жидкости изменяются от 0 до 127,9 т/ст, по нефти от 0 до 27,6 т/сут, обводненность продукции составляет от 0 до 95,6 %. Районирование данной группы аналогично группе с высокой эффективностью. Расположение данной группы имеет также наклонно-субмеридиональное распространение с проградацией в северном направлении [98, 104].
Третья группа с низкой эффективностью ГРП включает 78 скважин. Дополнительная добыча нефти составляет 4,6 тыс. тонн на скважину-операцию. Средние значения коэффициента пористости 0,189 д.ед, проницаемости 39,5 мкм210-3, эффективные толщины варьируются 2,2 до 27,6 м. Дебит по жидкости до гидроразрыва пласта варьирует от 0 до 268,5 т/сут, по нефти 0 - 41,7 т/сут, при обводненности продукции от 0 до 92,3 %. Скважины 3 группы расположены в восточной части изучаемого пласта.
Полученное распределение групп скважин по эффективности ГРП коррелирует с эффективными нефтенасыщенными толщинами и фильтрационными характеристиками участков – снижение эффективности в восточной части пласта обусловлено худшими ФЕС, высокими значениями неоднородности.
Скважины трех групп эффективности были разделены по своим фациальным принадлежностям со значениями удельной дополнительно добытой нефти (рисунок 4.8).
Как видно из рисунка 4.8, ГРП наиболее эффективен для зоны пляжа и подводных валов предфронтальной зоны пляжа. Данная зона относится к зоне сублиторали, мелководного моря и литорали. Относительно средней эффективностью обладают скважины вдольбереговых валов, части пляжа и промоин разрывных течений, относящихся к зонам литорали и супралиторали. Низкая эффективность отмечена в скважинах, относящихся к барьерным островам, прилагунному пляжу и вдольбереговым промоинам литорали и предфронтальной зоны пляжа сублиторали мелководья.
С использованием полученной регрессионной модели был осуществлен выбор скважины-кандидата для проведения ГРП по выделенным критериям эффективности ГРП. Такой скважиной оказалась скважина, расположенная в зоне сублиторали. Для скважины-кандидата характерны следующие параметры: 0,194 -коэффициент пористости, д.ед; 317 коэффициент проницаемости, мкм210-3; 0,675-коэффициент нефтенасыщенности, д.ед; 0,35-коэффициент песчанистости, д.ед.; 4-коэффициент расчлененности д.ед.; 4,8-эффективная нефтенасыщенная толщина, м;71,6-обводненность до ГРП, %; 28,9 -дебит жидкости до ГРП, т/сут ; 8,2-дебит нефти до ГРП, т/сут; 16,22-пластовое давление до ГРП, МПа ; 2308-время работы скважины до ГРП, дни.
По полученному уравнению регрессии была получена расчетная прогнозная дополнительная добыча нефти. При этом нормированное значение дополнительной добычи нефти от проведения ГРП составило 0,545 д.ед. После обратной нормировки данное значение составило 10,2 тыс. тонн нефти. Данное число характеризует дополнительную добычу нефти по скважине 91 кандидату после проведения гидравлического разрыва пласта в среднем за три последующие года.
В мае 2017 года в скважине-кандидате был проведен ГРП. На момент проведения ГРП изменилась часть промысловых данных, а именно - дебит нефти до ГРП - 7,9 т/сут, дебит жидкости - 29,6 т/сут, обводненность – 73,3 %. За полгода после проведения ГРП из скважины добыла 1484 тонн нефти. Дебит нефти после ГРП составил 20,7 т/сут, жидкости – 73,11 м3/сут (рисунок 4.9).
Добыча нефти по скважине является хорошим показателем полугодового режима работы от расчетной прогнозной добычи за три года, следовательно, при поддержании технологических параметров добычи на уровне 2017 года, вполне возможно достижение максимального прогнозного эффекта дополнительной добычи нефти.
По результатам проведенного автором исследования можно рекомендовать участки, относящиеся к зонам сублиторали второго и третьего геотипов и скважины со следующими геолого-промысловыми характеристиками: коэффициент пористости не менее 0,185 д.ед, коэффициент проницаемости — более 2810-3мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности не менее 0,55 д.ед, коэффициент песчанистости — более 0,44, количество нефтенасыщенных пропластков не более 13, эффективная нефтенасыщенная толщина должна быть не менее 5 м, эффективная толщина не менее 12,3 м, обводненность на момент проведения ГРП до 68 %, дебит нефти и жидкости до ГРП — не менее 3,7 т/сут и 73 м3/сут, соответственно. Безусловно, что проведение мероприятий по воздействию на продуктивные отложения и их остаточные запасы необходимо выполнять при строгом соблюдении требований технических и руководящих регламентов на выполнение этих работ [99].
Обоснование применения физико-химических методов для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти
Месторождения на поздних стадиях разработки характеризуются сильной промывкой пор по участкам, которые становятся главными путями, осуществляющими движение нагнетаемой воды к добывающим скважинам.
Ввиду этого, главной целью применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи является стабилизация и замедление темпов роста обводненности добываемой продукции.
Послойно-неоднородные коллектора являются основными объектами потокоотклоняющих технологий, которые разрабатываются как единый объект и в которых проницаемость отдельных прослоев может различаться в несколько раз [83].
Стабильно высокие показатели разработки месторождений и достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) можно получить только при эффективном управлении процессом фильтрации флюида в пласте. Такое управление возможно за счет регулирования с помощью физико-химических методов, которые обеспечивают перераспределение фильтрационных потоков в пласте. Такое перераспределение приводит к вовлечению в процесс вытеснения «застойных» зон и целиков нефти, которые не охвачены процессом фильтрации. Положительным эффектом от данных мероприятий является сокращение объема закачиваемой и попутно-добываемой воды.
Основываясь на вышесказанном, для регулирования процесса фильтрации и вовлечения ранее не дренируемых зон пласта, в последующем для интенсификации уровня добычи нефти необходимо проводить мероприятия в скважинах нагнетательного фона с использованием физико-химическими методами повышения нефтеотдачи, что, в свою очередь, повлияет на конечный коэффициент извлечения нефти.
На изучаемом объекте потокоотклоняющие технологии показали свою эффективность. Последняя обусловлена перевыполнением проектных показателей разработки. Технологии ЭСС и ГОС-1АС являются наиболее широкоиспользуемыми на месторождении за период 2009 – 2017 года, остальные технологии уступили в использовании в связи с ограниченным числом скважин-кандидатов, проходящих под критерии применимости. [16, 57].
За последние пять лет (с 2013 по 2017 года) по изучаемому объекту было проведено 117 скважино-операций в нагнетательном фонде с применением технологий ЭСС и ГОС-1АС. Большинство скважино-операций производились по несколько раз в одной скважине в течение нескольких лет.
Эффективность применения потокоотклоняющих технологий оценивалась согласно получению дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам. Реагирующие скважины были оценены по коэффициенту ранговой корреляции Спирмена.
Исследования, проведенные автором, были направлены на оценку степени гидродинамической взаимосвязи между скважинами в системе «отбор-нагнетание» при помощи расчета коэффициентов ранговой корреляции Спирмена.
Коэффициент ранговой корреляции Спирмена - это непараметрический метод статистического изучения связи между несолькими явлениями. Данный метод устанавливает степень взаимовлияния для любого количества объектов на определенный промежуток времени [92, 93, 95, 100, 107].
В качестве исходных данных использовались временные ряды добычи жидкости, нефти, воды и объема закачки по месяцам. По изменению указанных данных определялась степень их взаимодействия.
Практический расчет коэффициента ранговой корреляции Спирмена включает следующие этапы:
1) Сопоставление каждому из признаков их порядковый номер или ранг по возрастанию (или убыванию).
2) Определение разности рангов каждой пары сопоставляемых значений.
3) Возведение в квадрат каждую разность и суммировать полученные результаты.
4) Вычисление коэффициент корреляции рангов по формуле: где - d2 сумма квадратов разностей рангов, а n - число парных наблюдений.
В расчете были приняты 24 события - 2 года эксплуатации каждой скважины из группы «нагнетательная - добывающая». Полученные значения корреляции по группе скважин были сгруппированы по шкале Чеддока, оценивающей тесноту связи между признаками. Для группы скважин чей коэффициент корреляции по шкале Чеддока, хотя бы по одному из признаков (добыча нефти или жидкости), более 0,5 были отнесены в ряд хорошей гидродинамической взаимосвязи [102, 104, 105]. Пример гидродинамической связи по добыче нефти и закачке воды между нагнетательной скважиной № 9895 и соседних добывающих по добыче нефти и закачке приведены в таблице 4.4.
По результатам расчетов выполнено картирование коэффициента ранговой корреляции Спирмена для участков пласта, в районах скважин, где были проведены работы с использованием потокоотклоняющих технологий (рисунки 4.15, 4.16).
Оценка эффективности проведения водоизоляционных работ проводилась по величине дополнительной добычи нефти по добывающим скважинам, находящихся вокруг нагнетательной скважины. Исследование по расчетам дополнительной добычи нефти проводилось при помощи характеристик вытеснения Г.С. Камбарова, А.М. Пирвердяна, Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова.
В регрессионной модели критериальной переменной выступала дополнительная добыча нефти из добывающих скважин. представляющая сумму дополнительной добычи нефти из всех добывающих скважин участка относящегося к нагнетательной скважине. Дополнительная добыча по единичной скважине принималась как среднее значение дополнительной добычи полученной по 4 характеристикам вытеснения.
Пример расчета дополнительно добытой нефти по добывающей скважине № 8154 указаны на рисунке 4.24 и в таблице.
В приведенном выше уровнение (1.12) - Xi-коэффициент пористости, д.ед; Х2-коэффициент проницаемости, мД; Х3-коэффициент нефтенасыщенности, д.ед; Х4-коэффициент песчанистости, д.ед.; Х5-коэффициент расчлененности д.ед.; Х6-эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Ху средняя толщина пропластков, м; Xg - приемистость до ОПЗ по нагнетательной скважине, м3/сут; Х9 - закачка до ОПЗ нагнетательной скважины, м3; Хю -пластовое давление в добывающих скважинах участка, атм; Хп - забойное давление добывающих скважин участка, атм; Хи-обводненность по участку до ОПЗ, %; Хі3-дебит жидкости по участку до ОПЗ, т/сут ; Хм- коэффициент охвата по участку, д.ед.; Хі5- коэффициент вскрытия по участку, д.ед; Хіб- сумма удельных остаточных запасов нефти по участку, тыс.т.
Как видно из полученного уравнения регрессии (1.12), достижение максимального эффекта по дополнительной добыче нефти из добывающих скважин после проведения водоизоляционных работ в нагнетательных, прямо зависит от таких параметров как начальная нефтенасыщенность (д.ед.), удельные остаточные запасы по скважинам (тыс.тонн.) и текущий дебит жидкости по скважинам (м3/сут); обратная зависимость наблюдается по параметрам пористости (д.ед.) и средней обводненности (%) по участку проведения ВИР. Коэффициент детерминации по полученному уравнению регрессии составялет 0,58.