книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

ТАБЛИЦА ХХ.10

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ НА 5-ЛЕТНИЙ ПЕРИОД ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ С УЧЕТОМ КАДАСТРОВОЙ ОЦЕНКИ И ПО ПРЕДЛАГАЕМОЙ МЕТОДИКЕ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИ П' = 14 РУБ/Т

Для однопластовых и многопластовых месторождений нефти при составлении оптимального плана развития отрасли и уточнения в связи с этим показателей рационального варианта разработки нефтяных месторождений необходимо:

1) по каждому месторождению установить оптимальное распределение добычи нефти между эксплуатационными объектами и выявить изменение технологических показателей по этим объектам в зависимости от проектируемой добычи нефти на месторождении;

2)по каждому району построить графики зависимости суммарных приведен­ ных затрат и приведенных затрат на приращение 1 т нефти на базе соответствую­ щих кривых по отдельным месторождениям;

3)построить общеотраслевые графики зависимости суммарных приведенных

затрат и приведенных затрат на приращение 1 т нефти от планируемой в отрасли добычи нефти пугем обобщения районных кривых.

ГЛАВА XXI

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ЗАПРОЕКТИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Внедрение технологической схемы или проекта разработки связано с буре­ нием скважин, техническим обустройством промыслов и поддержанием заданного технологического процесса, т. е. заданных режимов работы добывающих и нагне­ тательных скважин. Основная задача при осуществлении запроектированной системы — обеспечение заданного уровня добычи нефти при полном соблюдении принятой технологии и без превышения проектных технико-экономических пока­ зателей. Различные отступления от проекта (несоблюдение графика бурения, несвоевременный ввод системы'воздействия, отсутствие надлежащего оборудова­ ния и нефтепромысловых служб и т. д.) могут быть причиной невыполнения задан­ ного для залежи плана добычи нефти, вследствие чего возникает необходимость в применении специальных мероприятий по регулированию процесса разработки.

443

Проект разработки на залежи внедряют под наблюдением организациипроектировщика, которая в порядке авторского надзора проводит дважды в год систематизациюи анализ контрольно-измерительной и геологопромысловой инфор­ мации и устанавливает соответствие или отклонение фактических данных от проектных, а также намечает пути быстрейшего достижения заданных технико­ экономических показателей. Объем и порядок работ при авторском надзоре регла­ ментированы соответствующим руководящим документом.

Отклонение фактических показателей от проектных можно объяснять причи­ нами геологического, технологического, организационно-технического и смешан­ ного характера.

Характер мероприятий по обеспечению проектной добычи нефти зависит от степени несоответствия фактического состояния разработки проектному.

Для объекта, на котором фактическое состояние разработки соответствует проектному, поддержание добычи нефти на проектном уровне осуществляется регулированием процесса разработки (в рамках, предусмотренных проектным документом) путем увеличения гидродинамического совершенства добывающих и нагнетательных скважин, изменения режимов их работы и т. п.

Для объекта, на котором процесс разработки осуществляется с отклонением от запроектированного, проводится анализ выполнения основных проектных реше­ ний в сложившихся условиях разработки, определяются основные причины, вызвавшие отклонение, и их роль в добыче нефти. Для таких объектов, в зависи­ мости от степени отклонений показателей, мероприятия по обеспечению плана добычи нефти, кроме предложений по регулированию (в рамках проектного доку­ мента), содержат и предложения об изменении организации работ по реализации проектных решений или предложения о дополнении или изменении проектного документа.

§ 1. КОНТРОЛЬ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ

В период внедрения проекта, а затем в течение всего срока разработки залежи одной из основных функций геологической и технической служб нефтедобываю­ щего предприятия является систематическая служба контроля. В соответствии с действующими правилами разработки нефтяных месторождений контроль за разработкой нефтяной залежи должен осуществляться в целях:

а) оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению и регулированию;

б) получения информации, необходимой для оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенство­ ванию.

Кроме того, на всех объектах при любых способах разработки осуществляется контроль:

1)динамики изменения текущей и накопленной добычи нефти, зоды и газа,

атакже количества нагнетаемых рабочих агентов — по залежи в целом, по отдель­ ным пластам, участкам, отдельным скважинам;

2)положения границ внедрения вытесняющего агента по залежи в целом, по отдельным участкам и пластам (для многопластового месторождения);

3)распределения текущей нефтенасыщенности пластов в участках внедрения вытесняющего агента;

4)распределения пластового давления по залежи в целом, участкам и пластам

ираспределение забойного, буферного и затрубного давления по скважинам;

5)текущих коэффициентов продуктивности, приемистости и параметров, характеризующих степень гидродинамического совершенства скважин для всего вскрытого разреза и отдельных его интервалов;

6)распределения текущей гидропроводности пластов;

7)утечек нагнетаемого рабочего агента в законтурную область и_другие

пласты;

8)взаимодействия эксплуатируемого продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами, выявление перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и их интенсивности;

444

9) изменения физико-химических свойств добываемых жидкостей и газа

впластовых и поверхностных условиях;

10)эффективности отдельных скважин (определение прироста добычи нефти

иводы по объекту вследствие эксплуатации данной скважины);

11)фактической технологической эффективности мероприятий по увеличению производительности скважин и увеличению нефтеотдачи пластов.

Для контроля за процессом разработки залежей проводят комплекс гидро­ динамических, геофизических и лабораторных исследований, а также системати­ ческие измерения параметров.

Комплекс задач службы контроля, решение которых необходимо для осу­ ществления и поддержания заданной системы разработки, излагается в проектном документе, в отчетах по авторскому надзору и геологопромысловому анализу разработки. Детальные планы исследований составляются НИПИ, ведущим автор­

ский надзор, геологическими отделами и ЦНИПРами нефтедобывающих управ­ лений.

Методы контроля, средства, с помощью которых они осуществляются, и методы обработки полученных данных изложены в учебных пособиях, соответ­ ствующих методических руководствах и инструкциях.

§ 2. АНАЛИЗ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Анализ процесса разработки осуществляется по разрабатываемым место­ рождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопро­ сов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение нефтеотдачи, а также на обобщение опыта разработки.

Научно-исследовательский институт, проектировавший систему разработки, проводит анализ периодически в течение всего срока разработки в соответствии с заданиями Министерства нефтяной промышленности или производственных нефтедобывающих объединений. Периодичность работ определяется производ­ ственной необходимостью, вытекает из авторского надзора или обусловливается потребностью составления очередного проектного документа. Результаты работ по анализу разработки учитывают в проектных документах.

Геологопромысловый анализ разработки — это многопрофильное исследова­ ние и изучение нефтяного месторождения. При этом рассматривают природные, технологические, технические и организационные факторы, характеризующие как месторождение и его объекты (пласты, горизонты, площади, блоки, участки и т. д.), так и происходящий в нем процесс.

Основные задачи, решаемые при геологопромысловом анализе разработки нефтяных месторождений:

а) уточнение геологической характеристики; б) изучение технологии разработки;

в) анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков место­ рождения;

г) оценка эффективности применяемой системы контроля за разработкой и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин и эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки;

д) общая оценка эффективности процесса разработки месторождения

(объекта); е) основные мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки.

На дату анализа разработки воспроизводится текущее состояние разработки месторождения и его объектов (пластов, горизонтов, площадей блоков, участков и т. д.) и динамика технологических и технико-экономических показателей.

Текущее состояние разработки характеризуется фондом добывающих, нагне­ тательных, газовых и специальных скважин, отборами нефти, газа и воды, закач­ кой воды, энергетическим состоянием, обводненностью продукции и скважин.

Для месторождений, эксплуатируемых при режиме вытеснения нефти водой, особенное внимание должно быть уделено анализу обводненности продукции пластов и скважин. Для отдельных объектов и участков разработки отражают динамику числа обводненных скважин, их доли от общего числа добывающих скважин, количества добываемой воды, содержания воды в продукции; показатели

445

работы сбводненных скважин; причины и характер обводнения; число скважин, вышедших вследствие обводнения из действующего фонда; распределение скважин по обводт нности; распределение обводненного фонда по рядам скважин. В итоге строится карта заводнения эксплуатационного объекта, используемая при анализе выработки запасов нефти. Анализ этих показателей наибольшее значение приобре­ тает для месторождений, находящихся на поздних стадиях эксплуатации.

Анализ состояния выработки запасов нефти начинают с изучения характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам месторождения и построения карт остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по состоянию на дату анализа. По динамике темпов отбора нефти от извлекаемых запасов и текущих коэффициентов нефтеотдачи определяют зоны с различной степенью охвата воздей­ ствием нагнетания агента и запасы нефти, содержащиеся в этих зонах, а также зоны, не охваченные воздействием; структуру запасов нефти по степени разбуренности месторождения. В результате определяют текущие коэффициенты охвата по объемуобводненнойчасти пластов, уточняют проектные физико-химические харак­ теристики вытеснения нефти водой и коэффициенты текущей нефтеотдачи для обводненной части пласта по картам остаточных нефтенасыщенных толщин.

При анализе процесса разработки оценивают геолого-технические мероприя­ тия, проводившиеся на месторождении за анализируемый период. Анализируются цели, объемы гидродинамических, геофизических и специальных исследований скважин и пластов, промысловых замеров и наблюдений, предусмотренных служ­ бой контроля, и объекты, виды и объемы капитальных и подземных ремонтов сква­ жин, а также полученные результаты. По результатам работ оценивается эффек­ тивность системы контроля и техническое состояние фонда добывающих и нагне­ тательных скважин.

Фактическая эффективность мероприятий по регулированию процесса разра­ ботки иллюстрируется обычно изменением состояния и показателей разработки. Однако немаловажное значение имеет и экономическая сторона осуществляемых мероприятий. Годовой экономический эффект рассчитывают от внедрения каждого мероприятия или нескольких мероприятий.

Результаты исследований, проводившихся для анализа процесса разработки, обобщаются и сопоставляются с данными проектного документа и предыдущих анализов разработки этого месторождения. На этой основе делается заключение об эффективности процесса разработки и соответствии существующей системы разработки как для месторождения в целом, так и для его отдельных объектов.

Анализ заканчивают рекомендациями по регулированию процесса раз­ работки.

§ 3. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует по­ нимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продук­ тивных пластов в рамках принимаемых технологических решений при проектиро­ вании и анализах системы разработки для достижения возможно высоких техно­ логических и экономических показателей разработки [34]. Основные цели регу­ лирования [34]:

обеспечение возможно более высокой, в пределах экономической целесо­ образности, нефтеотдачи;

получение наиболее высоких темпов выработки запасов нефти; наиболее экономичное осуществление процесса.

Перед осуществлением процесса регулирования с пределяют комплекс меро­ приятий, обеспечивающих наилучший ход процесса эксплуатации, в первую оче­ редь в рамках запроектированной системы разрабои и. В связи с этим под воз­ можно более высокой нефтеотдачей следует понимать проектную нефтеотдачу.

Практически регулирование процесса разработки нефтяных залежей начи­ нают после разбуривания залежей или их участков (площадей) добывающими или нагнетательными скважинами, обустройства промысла оборудованием для сбора нефти и закачки воды и начала добычи нефти в соответствии с проектом (схемой) разработки залежи и продолжают в течение всего периода эксплуатации. Меро­ приятия по регулированию обосновываются при анализе разработки месторожде­

446

ния в зависимости от конкретных его условий, системы разработки, характера процесса эксплуатации и технических средств, с помощью которых они осуществ­ ляются. При выборе методов регулирования необходимо учитывать технологи­ ческие, технические и технико-экономические факторы, ограничивающие процесс разработки залежи.

Ктехнологическим относятся: 1) сетка скважин; 2) система заводнения;

3)предельные давление и дебит скважин.

Ктехническим относятся: 1) максимальные объемы закачиваемого агента и давления; 2) максимальная производительность лифта и подача насосов; 3) макси­ мальная производительность системы сбора и транспорта нефти и газа, подготовки нефти, очистки, утилизации и стока попутных вод.

Ктехнико-экономическим относятся: 1) годовой (месячный) план добычи нефти; 2) себестоимость добычи 1 т нефти и капитальные вложения.

При регулировании процесса разработки изменяют действующие ограниче­ ния, создавая условия для получения не только заданной добычи нефти, но и повы­ шения эффективности ее вытеснения.

Следует учитывать, что с изменением планового задания (увеличением добычи нефти) и данных о геологическом строении эксплуатационного объекта и запасах нефти при несовершенстве проектных решений (недостаточно исходных данных) существующая система разработки может не удовлетворять новым требованиям, и применение различных методов регулирования не дает должного эффекта. В этом случае определяют окончательную систему разработки (сетки скважин и системы воздействия).

Методы регулирования — это виды технологического воздействия на место­ рождение и его объекты, не связанные с изменением системы разработки и направ­ ленные на улучшение процесса разработки месторождения и его технико-экономи­ ческих показателей. Воздействие на залежь выражается в усилении или ослабле­ нии фильтрационных потоков, изменении их направления, вследствие чего и происходит увеличение темпов отборов нефти, уменьшение добычи попутной воды

иувеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Внастоящее время применяют следующие методы регулирования процесса

разработки:

1)увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин);

2)отключение высокообводненных скважин;

3)повышение давления нагнетания;

4)бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов;

5)перенос фронта нагнетания;

6)использование очагового заводнения;

7)применение изоляционных работ (кроме изоляции чужой воды);

8)выравнивание профиля притока или приемистости;

9)воздействие на призабойную зону скважин с целью интенсификации при­ тока (увеличения гидродинамического совершенства путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, кислотных обработок и т. д.);

10)применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка серной кислоты, ПАВ и др.).

ных, так и в механизированных скважинах при наличии резерва в забойном давлении, при переводе скважин с фонтанного на механизированный способ эксплуатации и при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Метод наиболее эффективен на начальных стадиях разработки. В этом случае основное внимание следует обращать на суммарнуюдобычу по участку, на котором расположены скважины, так как необходимо учитывать интерференцию скважин.

Под форсированным отбором обычно понимают интенсивный отбор жидкости на стадии значительного обводнения продукции. Форсирование позволяет уве­ личить или стабилизировать текущую добычу нефти и, возможно, увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет упругих процессов, происходящих в неоднород-

447

ном пласте при создании депрессии между участками пласта с различной прони­ цаемостью. Форсированный отбор может производиться не только на отдельных скважинах, но и на всей залежи с охватом почти всех обводненных скважин.

Исследованиями В. Н. Щелкачева и других авторов определены основные условия, при которых форсирование целесообразно и эффективно: залежи с актив­ ными водонапорными системами; скважины с хорошей продуктивностью и высо­ кими забойными давлениями, расположенные не на периферии; поздняя стадия эксплуатации с обводнением продуктивного пласта практически по всему прости­ ранию и по большей части толщины; скважины без нарушения колонны и цемент­ ного кольца и не склонные к пробкообразованию.

Наибольший экономический эффект и максимальное увеличение нефтеотдачи за счет форсированного режима будут получены на небольших по размерам зале­ жах с высокими коллекторскими свойствами, естественным водонапорным режи­ мом и на скважинах с обводненностью продукции ниже, чем средняя на залежи.

О т к л ю ч е н и е в ы с о к о о б в о д н е н н ы х с к в а ж и н — прекра­ щение извлечения жидкости из добывающих скважин (группы скважин, ряда скважин) в связи с достижением в них предельной (рациональной, оптимальной) обводненности продукции, когда дальнейшая эксплуатация их технологически и технико-экономически нерентабельна.

Рациональная степень обводнения скважин и время их отключения должны быть предусмотрены в проектных документах для каждой конкретной залежи. В зависимости от текущих задач, стоящих перед разработкой каждой залежи, отключение обводненных скважин определяется исходя из различных критериев оптимальности. Многочисленными исследованиями в этой области установлено, что рациональная (оптимальная) обводненность продукции при отключении сква­ жин находится в пределах 80—95 % при всех технологических и технико-эконо­ мических критериях и тем выше, чем больше соотношение вязкостей нефти и воды. Для однорядных и площадных систем разработки рациональная обвод­ ненность продукции находится в диапазоне 95—100 %.

Практически регулирование процесса разработки путем полной или времен­ ной остановки высокообводненных скважин можно осуществлять по методике ВНИИ [26]. Эта методика основана на остановке тех обводненных скважин, которые неэффективны, т. е. остановка которых не дает в силу интерференции прироста добычи нефти в соседних скважинах.

П р и м е н е н и е п о в ы ш е н н ы х д а в л е н и й н а г н е т а н и я увеличивает охват заводнением по толщине продуктивного пласта за счет подклю­ чения к активной разработке прослоев, не принимавших воды при обычных давле­ ниях нагнетания. Обобщение результатов промысловых исследований и опыта разработки отечественных и зарубежных месторождений при повышенных давле­ ниях нагнетания позволило сделать выводы о том, что регулировать процесс заводнения при повышенных давлениях можно, если соблюдается следующее.

1. Нагнетание воды в пласт осуществляется под оптимальным давлением, при котором достигается максимальный его охват вытеснением.

2. Поддерживается пластовое давление в зоне отбора ниже минимального давления раскрытия трещин.

Ограничение количества закачиваемого агента проводится в случае значи­ тельного превышения его накопленного объема над отбираемым; нерационально высокого пластового давления; циклического заводнения и необходимости сниже­ ния количества добываемой воды.

Технологический эффект от перераспределения количества закачиваемой воды по площади выражается так же, как и при увеличении или уменьшении объема закачиваемой воды. Систематическое перераспределение закачиваемого объема воды оказывает такое же действие на залежь, как и циклическая закачка, и сопро­ вождается переменой направления фильтрационных потоков и может быть эффек­ тивно на завершающей стадии разработки, как метод, позволяющий увеличить нефтеотдачу.

Б у р е н и е д о п о л н и т е л ь н ы х с к в а ж и н . При регулировании процесса разработки дополнительные скважины обычно бурят с целью увеличения нефтеотдачи путем вовлечения в разработку линз, полулинз, тупиковых зон пре­ рывистого пласта, в застойных зонах и на стягивающих линиях в непрерывных

448

монолитных пластах, а также с целью увеличения или поддержания текущего

уровня добычи нефти.

При бурении дополнительных скважин важна экономическая сторона вопроса. Эффективность их бурения выражается в дополнительной добыче нефти, а целесо­ образность бурения определяется запасами нефти, содержащимися влинзах, полулинзах, тупиковых и застойных зонах. Необходимое условие бурения дополни­ тельных скважин с целью повышения нефтеотдачи — непревышение затрат на эти скважины предельной себестоимости 1т нефти.

Бурить дополнительные скважины с целью увеличения или сохранения

Рассматриваемый метод регулирования рекомендуется к применению на место­ рождениях, которые характеризуются неоднородным и прерывистым строением пласта.

Возврат скважин сдругих продуктивных горизонтов рекомендуется как метод регулирования на многопластовых месторождениях, что позволяет подключить к эксплуатации ранее не вырабатываемые пластыбез бурения на них самостоятель­ ных скважин. Возврат скважин на верхние объекты используют как при их совме­ стной эксплуатации, так и при наличии на каждый объект самостоятельной сетки скважин. В том и в другом случае скважины, в которых осуществлен возврат на верхний объект, выполняют функции дополнительных скважин.

П е р е н о с ф р о н т а н а г н е т а н и я — метод регулирования, позво­ ляющий приблизить объекты системы воздействия к зоне отбора. Этот метод используется главным образом в прерывистых пластах с высокой изменчивостью проницаемости на участках, где отсутствует активное дренирование при условии обводнения всех пластов в разрезе скважины до 90—99 %.

Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что в зонально­ неоднородных пластах перенос фронта нагнетания нецелесообразен в связи с неравномерностью заводнения различных участков залежи и возможностью потерь нефти за фронтом закачки.

О ч а г о в о е з а в о д н е н и е применяется на слабовыработанных участ­ ках залежи после некоторого периода эксплуатации, когда обнаруживается, что реализованная запроектированная система воздействия не обеспечивает на них высоких темпов отбора нефти, т. е. с целью повышения темпов разработки и для повышения нефтеотдачи. Это заводнение связано с определенным изменением существующей системы воздействия и может рассматриваться как промежуточный этап при переходе к более интенсивным системам нагнетания. Внедрение очагового заводнения требует капитальных затрат на бурение и обустройство скважин, на прокладку водоводов, расширение насосных станций и т. д., поэтому необходи­ мость организации такого вида заводнения должна обосновываться в рамках проектных документов или при анализе разработки.

Эффективность очагового заводнения может выражаться как в дополнитель­ ной добыче нефти и повышении технико-экономических показателей, так и в улуч­ шении условий эксплуатации добывающих скважин — увеличении текущего пластового давления, в результате чего улучшаются условия фонтанирования скважин; возможности эксплуатации механизированных скважин при более высоких забойных давлениях и меньших газовых факторах; повышении статиче­ ских уровней вдобывающих скважинах и т. д. Общая эффективность на залежи от применения очагового заводнения зависит от объема внедрения этого метода и ста­ новится заметной, когда количество нагнетаемой воды в очаговые скважины сопо­ ставимо с общим закачиваемым количеством по залежи, т. е. составляет 10—20 % и более от общего закачиваемого объема.

О г р а н и ч е н и е п р и т о к а п о п у т н о й воды — один из широко применяемых методов регулирования. В добывающих скважинах наиболее распро­ странены различные методы изоляции обводненных частей пласта, в нагнетатель­ ных — метод выравнивания профилей приемистости. В обоих случаях основная цель регулирования заключается в уменьшении добычи воды или поддержании добычи воды на уровне, предусмотренном проектом, или наиболее полном исполь­ зовании воды как агента, вытесняющего нефть.

449

Ремонтные работы по изоляции вод подразделяются на технические и техно­ логические. К последним относят изоляцию подошвенных и закачиваемых вод. Эти виды работ регулируют. Поскольку регулирование посредством изоляцион­ ных работ есть воздействие на процесс разработки путем отключения в скважине вскрытой толщи пласта, возможности этого метода в скважинах с монолитным разрезом пласта с технологической точки зрения весьма ограничены в однородных изотропных пластах или в пластах со слабовыраженной ани­ зотропией и несколько возрастает в пластах слоисто-неоднородных, резко анизо­

тропных.

Проведение изоляционных работ для отключения обводненного пласта (пропластка) — мероприятие, которое может быть приравнено к регулированию с отключением пласта в многопластовом объекте. Это мероприятие, проведенное на поздней стадии разработки на залежах с пластами, резко различающимися по проницаемости и запасам нефти, ведет к повышению текущей добычи нефти, теку­ щей нефтеотдачи, сокращению срока разработки при сокращении объемов добы­ ваемой воды. Об этом же свидетельствует опыт применения метода на Ромашкинском, Туймазинском, Мухановском и других месторождениях.

Регулирование с помощьюв ы р а в н и в а н и я п р о ф и л е й п р и е м и ­ с т о с т и в нагнетательных скважинах преследует цель — перераспределение объемов закачки воды по интервалам толщины пласта и направлено на увеличение приемистости низкопроницаемых пропластков за счет сокращения ее по высоко­ проницаемым, что позволяет существенно повысить безводную нефтеотдачу, улучшить технико-экономическую эффективность процесса извлечения нефти из объектов с проницаемостной неоднородностью.

Для выравнивания профиля приемистости используют добавки к нагнетаемой воде различных агентов, изменяющих ее качества и вытесняющие свойства. Это могут быть добавки различных полимерных соединений, закачка суспензий(например, с гашеной известью) на нефтяной или водяной основе, различных поверх­ ностно-активных веществ (ПАВ). Добавка полиакриламида (0,01—0,1 %) приводит к повышению вязкости закачиваемой воды в 1,5—10 раз, закачка суспензий гаше­ ной извести дает эффект в повышении коэффициента охвата и снижении обводнен­ ности ближайших добывающих скважин продолжительностью 3—5 мес, использо­ вание пен и ПАВ в опытно-промышленных работах также подтверждает их эффек­ тивность.

О ц е н к а т е х н о л о г и ч е с к о й и э к о н о м и ч е с к о й эф ф е к ­ т и в н о с т и м е т о д о в р е г у л и р о в а н и я п р о ц е с с а р а з р а ­ б о т к и — обязательное условие их применения. Качественная оценка эффектив­ ности проводится спустя некоторое время после внедрения метода регулирования по результатам анализа фактических данных о ходе разработки залежи и сопостав­ лении технико-экономических показателей с показателями и данными исследова­ ний до внедрения метода. Во многих случаях эффективность мероприятий по ре­ гулированию процесса выражается в дополнительной добыче нефти по отдельным скважинам, которая подсчитывается как разница в добыче нефти за определенные промежутки времени после проведения мероприятий по регулированию и до их проведения. Такие подсчеты могут выражать только качественный эффект, так как не учитывают интерференцию скважин, накладывание эффектов от различных методов регулирования.

Говоря о количественной оценке того или иного метода регулирования, сле­ дует иметь в виду, что в чистом виде количественное выражение технико-экономи­ ческой эффективности можно получить, как правило, при теоретических исследова­ ниях. Затруднения в решении этого вопроса вызваны тем, что нет фактических данных о том, как проходил бы процесс разработки без применения метода, и тем, что чаще всего получаемый эффект является результатом одновременного осуществления многих методов регулирования и организационно-технических мероприятий.

Так как применение на залежи метода регулирования проектируется, то в гидродинамических расчетах, проводимых при анализе разработки, или в спе­ циальном обосновании применения метода регулирования предусматривается вариант разработки без использования регулирования, который необходим для сопоставления с расчетным вариантом при регулировании процессам затем с фак-

450

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М., Недра, 1980.

2.Амелин И. Д., Палий А. О. Вытеснение нефти из пластов газообразными продуктами горения. М., ВНИИОЭНГ, 1977.

8.Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1962.

4.Баишев Б. Т., Швидлер М. И. К определению дебитов и забойных давле­

ний при водонапорном режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.

5. Балинт В. Применение углекислого газа в добыче нефти. М., Недра,

1977.

6.Борисов /О. Я., Рябинина 3. Д., Воинов Я. В. Особенности проектирова­ ния разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра, 1976.

7.Борисов Ю. Я., Воинов В. Я., Рябинина 3. К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М., Недра, 1970.

8.Борисов Ю. Я., Орлов В. С. Приближенный метод расчета добычи нефти

и воды при площадном заводнении. — Тр. ВНИИ, вып. 37, 1962, с. 47—58.

9.Брагинская Г С., Ентов Я. М. Онеизотермическом вытеснении нефти рас­ твором активной примеси. М., АН СССР, Препринт № 112, 1978.

10.Быков Н. Е. Выделение эксплуатационных объектов в разрезах много­ пластовых нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

11.Вахитов Г. Г. Эффективные способы решения гидродинамических за­ дач методом конечных разностей. М., Гостоптехиздат, 1963.

12.Вахитов Г Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Л., Недра, 1970.

13.Гиматудинов Ш. К• Нефтеотдача коллекторов. М., Недра, 1971.

14.Гусейн-Заде М. А., Калинина Э. Я., Добкина М. Б. Методы математиче­ ской статистики в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1979.

15.Говорова Г JI. Разработка нефтяных месторождений в США. М., Недра,

1970.

16.Горбиков Я. Я., Диденко Н. А., Малофеев Г. Е. Приближенная методика расчета процесса вытеснения нефти теплоносителями. Вопросы теории и практики разработки нефтяных месторождений тепловыми методами. М., ВНИИОЭНГ,

1978, с. 9—21.

17.Дахнов В. Я. Геофизические методы определения коллекторских свойств

инефтегазонасыщенности горных пород. М., Недра, 1975.

18.Де Гроот, Мазур Г. Неравновесная термодинамика. М., Мир, 1964.

19.Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекто­ ров нефти и газа. М., Недра, 1970.

20.Ентов Я. М., Хавкин А. Я •» Чен-Син Э. Расчеты процессов вытеснения нефти раствором активной примеси. — Тр. III Всесоюзного семинара «Числен­ ное решение задач фильтрации многофазной несжимаемой жидкости», Новоси­ бирск, 1977, с. 87—96.

21.Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра,

1977.

22.Курбанов А. /С., Суворов Н. И. Актуальные вопросы проектирования раз­ работки нефтегазовых залежей. М., Наука, 1978.

23.Лебедев В. Я., Спринц Э. А. Фильтрация и теплообмен в политермической многокомпонентной системе. М., Недра, 1972.

24.Лысенко В. Д., Мухарский Э. Д. Проектирование интенсивных систем раз­ работки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

25.Методика (основные положения) определения экономической эффектив­ ности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рацио­ нализаторских предложений. Утверждена ГК.НТ СССР, Госпланом СССР, АН

СССР, Госкомитетом по делам изобретений и открытий, 1977.

452