8.20. Геолого-промысловые методы контроля за процессом разработки нефтяных и газовых залежей.

(Из лекций)

Геолого-промысловый контроль (ГПК) начинается на стадии подготовки мест-я к разработке и продолжается до тех пор, пока производится добыча н и г.

Он охватывает следующие виды работ:

1. получение и анализ геолого-промысловые и геофизические, гидродинамические и другие инф-и.

2. изучение процессов, протекающих при разработки мест-я.

3. оценка эффективностей применяемой системой разработки.

4. соблюдение и анализ полноты и качества выполняемых технологических решений предусмотренных проектными документами.

К проектным документам относятся проект пробной эксплуатации скв, проект разведки мест-я, проект разработки и авторский надзор.

Главной целью ГПК является достижение max коэффициентов нефте – и газоотдачи пластов.

При достижении этой цели является 2 главные задачи:

1. выбор эффек-х мероприятий по управлению процессами разработки.

2. Своевременное совершенствование применяемых систем в разработке.

Виды ГПК зависят от стадии разработки мест и при подготовки мест к разработки. Так, например, после окончания разведочных работ и подсчета запасов, когда составляют проект разработки пробной эксплуатации скв, то ГПК могут рекомендовать опережающее бурение доб. Скв, дополнительный отбор керна, отбор глубинных проб пласт-х флюидов, раздельную перфорацию продук-х пластов, проведение гидродинамических исследований ГПК параметров. Выполнение этих рекомендаций связано с уточнением подсчетных параметров для достоверной оценки запасов и обоснование показателей разработки (выделение эксплуатационных объектов, обоснование оптимальных дебитов, уровни годовой добычи, определение давления насыщения и др.).

Виды исследований при проведении ГПК:

1. характеристика состояния залежи. Перед вводом в разработку мест залежи вначале рассматривают в статическом состоянии, как сложную природную систему незатронутую процессом разработки. Основной объем информации получают на стадии поисково-разведочных работ в соответствии с реализацией проекта разработки по мест.

Для обоснования статической модели определяют основные элементы природной системы мест:

1. форму природного резервуара.

2. внутреннее строение продуктивных пластов с учетом геол необходимости.

3. хар-ку насыщающих пластовых флюидов, их состав и свойства и зависимость этих св-в от давления и температуры.

4. термобарическую хар-ку залежи для обоснования природного режима.

При определении формы залежи служат:

А) результаты опробывания испытаний пластов.

Б) данные детальной сейсморазведки.

На основе этих материалов определяют:

- кровлю и подошву этих пластов

- положение контактов

- линии выклинивания замещения, размыва продуктивных отложений.

Внутреннее строение продуктивных пластов отпределяют по результатам лаб исследований керна, данных ГИС, литолого-петрографические исследования, гидродинамическими методами, при этом важную роль отводят детальной корреляции для учета всех прослоек при подсчете запасов и обоснований эксплуатационных обьектов. Св-ва пластовых флюидов изучают по поверхностныхи глубинным пробам и зависимость этих св-в от давления и температуры. По необходимости знать чтобы предвидеть как будут изменяться в процессе разработки мест. Термобарические хар-ки залежи определяют прямыми замерами давление и температуру. Причем замеры проводят по равномерной сетке свк, которая охватывает не только залежь, но и законтурную зону. Это необходимо для обоснования залежи. Статические модели залежи устанавливаются при подготовке модели к разработке. По этой модели создается целостное состояние залежи и взаимосвязь отдельных элементов системы.

Например: одинаковая степень геол неоднородности может проявляется при различных вязкостях нефти. Если вязкость менее 5 мПа*С, то неоднородность не существенно влияет на показатели разработки.

После разведочных работ статическую модель залежей уточняют на основании инф-и, полученной по данным эксплуат-и скв и тогда залежь начинают рассматривать в динамическом состоянии. Динамическое состояние залежей определяет геологические и технические компоненты.

Технические компоненты составляют системы разработки мест. Различают 2 системы разработки:

1. на природном режиме, основными жлементами являются доб скв определенным образом размещенные на площади залежи и оснащенные средствами для создания депрессий на забое и подъема жидкости или газа на поверхность. Система размещения доб скв зависит от неоднородности продуктивных отложений.

2. когда разработку производят поддержанием пласт давления. Основными элементами являются:

А) совокупность доб и нагн скв и их размещение на площади мест.

Б) вид воздействия, который зависит от проницаемости пород. Если проницаемость увел то применяют воду, если умен – водо-газовые, газовые воздействия. В качестве газа могут использовать попутные газы, газы которые растворяются хорошо в нефти (N₂, CO₂).

В) оборудование, которое обеспечивает перепад давл и подъем жидкости на поверхность. При обосновании динамической модели залежи учитывают взаимодействие технической и геолог-й компоненты. Так под воздействия технической компоненты меняется форма залежи, хар-р насыщения продуктивных пластов, состояние пластового давления. Техническоая компонента также в процессе разработки, т.к. изменяется фонд доб скв, дебит, способ эксплуатации скв, обводненность. Изменение состояния геолого-технического комплекса связано с выработкой запасов, обводнение продукт-х пластов пластами и закачиваемыми водами, изменение пластового давл и температуры. Исходя из этого при обосновании динамической модели залежи изучают процессы протекающие в продуктивных пластах и поэтому динамическая модель залежи могут изображать в 2 видах: а) проектную Б) фактическую или адекватную.

Проектную динами-ю модель составляют на стадии проектирования и отражают в проектных документах, путем описания технико-экономических показателей разработки ( кот-е включают обоснование дебита скв, уровня годовой добычи, объемов закачки фонда скв, обводненность продукции и др). при этом составляют несколько вариантов, кот-е могут отличаться расположением и формой сетки доб скв, расстоянием м/д скв, уровнями годовой добычи, объемами закачиваемой воды, видам воздействия, обводненность продукции. На основе тезническо-экономических расчетов выбирают наиболее эффективный вариант, поскольку проектные документы создаются, когда залежь еще недостаточно разбурена добывающими скв, детально не изучено геол строение мест, неоднородность геол строения мест и продуктивных отложений, то почти по всем мест отличается несоответствие фактических и проектных показателей разработки. Поэтому регулярно создают фактическую или адекватную динамическую модель. При ее обосновании используют :

1. графическое построение (т.к. детальные геол профили, карты остаточных нефтенасыщенных толщин, карты изобар, карты обводненности). Сравнение этих карт во времени позволяет определить направление и скорость продвижения во времени пластовой и закачиваемой воды, объемы остаточных запасов, состояние пласт давления, а также эффективность сист ППД.

Участки на которые действует система ППД будет хар-ся стабильно высокими пласт давлениями и отборами жидкости.

2. часть геолого-промысловыми параметров хар-ся абсолютными значениями – это добыча н, г, жидкости за определенный период. Многие параметры при этом удобнее отражать в виде средних значений, средний дебит по скв, сред-хя обводненность продукции, сред-я приемистость нагн скв, сред-е пласт давление. Состояние геол-го комплекса часто хар-т интегральными показателями, т.е. изменения накопленной добычи нефти, накопленных объемов закачки воды, накопленных объемов попутной воды и их изменений во времени. Для наглядности строят графики, на кот-х приводится динамика абсолютных и средних значений во времени. В результате комплексной обработки всех этих материалов уточняется и периодически определяется адекватная и динамическая модель залежи. В этой модели должны быть отражены остаточные запасы, их величина и размещение, распределение пласт давления по залежи, охват залежи заводнением, хар-р продвижения нефтеносности, взаимодействие разных участков мест. Виды ГПК при разработки мест.

В общем виде ГПК – получение и обработка информации о хар-ре и динамике изменения условий добычи н, г, конденсата отдально по скв и по мест в целом. Мероприятия по контролю включают:

1. комплекс мероприятий для получения данных о геол строении эксплуатации объектов.

2. контроль за работой доб и нагн скв, характером изменения пластовых условий и выработкой запасов

Для достижения этого необходимо:

А) изучать геол строение объекта по керну, ГИС и картам разработки.

Б) осуществлять контроль за режимом работы доб и нагн скв, кот-й включает наблюдения за изменением дебитов, объемов закачки, газового фактора.

Так, например, на отдел участков, если повышенный газовый фактор – значит на этот участок не действует система ППД, а если в пробах нефти увел содержание парафинов и смол – это свидетельствует о продвижении в этом направлении пластовых или закачиваемых вод. Всю эту информацию получают по результатам промыслово-геофизических исследований.

3. промыслово-геофизические исследования для лкружения текущего положения контактов. Для этого проводят комплекс ГИС (термометрия, АК и радиоизотопные исследования). При этом можно учесть, что по мере уменьшения минерализации пласт вод достоверность этих методов снижается.

4. газо-гидродинамические исследования, для этого манометрами замеряют пласт давл и забойное давл, записывают термограммы, снижают индикаторные диаграммы и КВД. По обработке гидродинамических исследований определят коэф продуктивности, гидропроводности, радиус дренирования, состояние призабойной и удаленной зон пласта. В комплексе гидродинамических исследований также входят дебитометрия, расходометрия этими методами выявляют пласты, кот-е отдают нефти или газу или принимают воду. По данным дебитометрии определяют остаточную нефтенасыщенность пластов и остаточные запасы по мест. Данные этих методов также используют для увеличения профилей притока и приемистости, чтобы вырабатывался весь пласт, а нетолько высоко проницаемые прослои. Для увел профилей притока и приемистости проводят кислотные обработки, ГРП, дострелы и др.

5. гидропрослушивание определяют с помощью взаимодействие между скв, пластами, некоторыми участками. Это особенно важно чтобы исключить перетоки воды и уменьшение непроизводительных затрат. С помощью гидропрослушивания определяют наличие литологических и тектонических экранов. При их наличии может запланирована система заводнения.

6. отбор глубинных проб пластовых флюидов, для исследования изменения физико-химических свойств и для выяснения обводненности работающих интервалов. По результатам исследования глубинных проб строят карты обводненности и намечают мероприятия для исключения прорыва воды через площадь местр. Для контроля за текущей текущей нефтенасыщенностью часто проектируют оценочные скв в кот-х по керну определяют остаточную нефтенасыщенность пород. Для проведения геолого-промысловых исследований выбирают опорную сеть контрольных скв, кот-е равномерно распределены как по площади так и в законтурной зоне. В опорную сеть включают доб, нагн, пьезометрические и оценочные скв. Количество контрольных, наблюдательных скв зависят от неоднородности продукт-х пластов и могут составить до з0-35% от числа действующих скв, min число оценочных скв 2-5%.

Метода контроля на всех стадиях разработки.

На 1 стадии создается техническая составляющая геолого-технического комплекса, т.е. системы разработки и обеспечивается вывод залежи на max проектный уровень добычи. Поэтому на стадии растущей добычи основной целью контроля является выполнение всех предусмотренных проектным документом технических решений по выводу мест на проектный уровень добычи. По результатам контроля должны быть решены следующие задачи:

- оценка степень соотношения проектных и фактических показаний разработки.

- выявлены геол-е, технологические, технико-организационные факторы. К-е приводят к несоответствию проектным и фактическим показателей.

- намечены меры по устранению несоответствия путем регулирования разработки, совершенствования, а иногда и коренного изменения системы разработки.

На этом этапе также решаются частные задачи: т.к. производится массовое бурение нагн-х, доб-х, контрольных и водозаборных скв основного фонда, то важнейшей задачей является обеспечение безаварийного и качественного бурения. Основная задача должна быть направлена на сохранение коллекторских св-в ПЗП. Также производят контроль за цементированием колонн, чтобы исключить перетоки, проведением перфораций и освоением скв. по каждой скв должна быть определена продуктивность, обосновоны оптимальные дебиты, проведен полный комплекс гидродинамических и ГИС исследований. На этой стадии необходимы контроль за суточной, месячной и годовой добычей.

Необходимо, чтобы все доб-е скв были оснащены контрольно - измерительной аппаратурой, подключены к замерным системам, должен быть установлен контроль за обводненностью, Гф, выносом песка, солеобразованием и др.. Поскольку на первой стадии разработки начинают внедрять заводнение, то важен контроль за динамикой Рпл и компенсацией отбора жидкостей закачкой воды. Если мест разрабатывают на природных режимах, то необходимо в 2-3 раза чаще замерять Рпл, чтобы уточнить возможности водонапорной системы. Если обычно Рпл замеряют 1 раз в квартал, то при внедрении системы ППД это делают чаще и строят карты изобар.

Контролю также должен подлежать процесс освоения нагн-х скв, учет за объемом закачиваемой воды, а также за качеством подготовки воды. Поскольку достижение проектного отбора н и г зависит от полноты охвата залежи воздействием, то необходимо проводить контроль по оценке полезного объема, подвергающегося воздействию, т.е. выявлять прослои, которые отдают нефть и которые принимают воду.

Для этого регулярно проводят дебитометрию и расходометрию, чтобы пометить мероприятие по выравниванию профилей притона (в доб-х скв) и профилей приемистости (в нагн-х скв). Это достигается увеличением плотности прострела, кислотной обработкой, ГРП (гидропескоструйной перфорацией).

Задачи геолого-промыслового контроля на 2 стадии разработки.

Задачи на 2 стадии во многом сходны с контролем на 1 стадии, т.к. продолжается бурение этих скв завершается к середине 2 стадии. Т.к.к к этому времени пробурен весь основной фонд о скв,. детально изучено геол строение мест, то в это время начинают бурение резервных скв, для размещения которых необходимо выявить все зоны и участки, которые не вовлечены в разработку (слабо охвачены разработкой). От этих решений зависит стабилизация 2 стадии разработки. Для выявления участков недостаточно охваченных разработкой необходимо существенно увеличить контроль за процессами, протекающими в пласте. Для этого строят карты изобар, продуктивности, измерение Гф, анализ которых позволяет выявить и дифференцировать по степени воздействия участки залежи. На этой стадии начинают интенсивно обводняться пласты, поэтому необходимо чаще проводить ГИС – контроль за продвижением контактов. Проводят также регулирование работы доб-х скв. если скв имеют высокую обводненность, то их могут перевести во временную консервацию, чтобы исключить продвижение воды в залежь на этом участке. Регулярно отбирают пробы нефти, определяют % воды и строят карты обводненности. По этим картам изучают продвижение текущего контура нефтеносности. Контроль проводят и за нагн-ми скв. Если с повышением объемов закачки на отдельных участках не растут объемы отборов жидкости, то необходимо уменьшить объемы закачек, чтобы не допускать непроизводительных потерь.

Работа как доб-х, так и наг-х скв зависит от геолого-физических условий коллекторов. Если пласт однороден и вязкость нефти мала, то объемы закачек не велики. При повышенной вязкости нефти и неоднородности пласта увеличивают объемы закачек и давление нагнетания, чтобы активизировать работу низкопроницаемых участков.

Т.к. на 3 стадии отмечается падение добычи, то главной целью контроля явл-ся уменьшение степени падения добычи. Все виды контроля должны быть направлены на регулирование процессов непроизводительных закачек и отборов попутной воды. Т.к. к этому времени обводненность скв достигает 80% и более, то необходимо выявлять обводненные интервалы и производить их изоляцию. Изоляцию проводят как в доб-х, так и в нагн-х скв. после изоляции промытых прослоев в нагн-х скв закачиваемая вода будет воздействовать на недостаточно охваченные воздействием интервалы. Методы контроля должны выявлять прослои, промытые пластовой водой и закаченной водой. Для их выявления в закачиваемую воду добавляют изотопы. На участках недостаточно охваченных разработкой бурят уплотняющую сетку скв. на этой стадии также могут менять систему заводнения (вместо блокового применять площадное/очаговое заводнение, дополнительно бурить разрешающие ряды нагн-е скв).

Геолого-промысловый контроль на IV стадии

Методы контроля подчинены главной цели – достижение максимальных коэф-тов нефтеотдачи. Для этого выявляют участки с оставшимися невыработанными заполнениями. Для их выработки проектируют бурение горизонтальных скважин, боковых стволов и массовое проведение ГРП. Для внедрения массового ГРП необходимо выработать критерии выбора скв-н, т е обосновать мощность пласта, отступление от контакта. Это необходимо, чтобы не допустить быстрого обводнения скв-н. Разработка на 4 стадии продолжается до тех пор, пока добыча нефти рентабельна и завержается при f_В=98-99%.

(Из шпор)

Контроль – получение информации о текущем состоянии раз-ки. Контроль за раз-кой – получение соответствующей геологической и геолого-промысловой информации для данного объекта, по данным отбора флюида на пов-ти и в пласт. условиях. По данным замеров определяем Рпл, Рзаб, производительность скв., газовый фактор, строим кривую продуктивности. В пласт. усл. замеряем Рпл и Рзаб и по коэф-ту прод-ти смотрим, как идет изменение по залежи, строим карту изобар, необходимо знать положение текущего контура нефт-ти по ГИС, начальную среднюю остаточную нефтенасыщенность – по керну, следим за коэф-том охвата пласта, по расходомерам и дебитомерам определяем коэф-т приемистости, отбираем пробы нефти и воды.

Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки. Контроль за изменением свойств нефти проводится после отбора глубинных проб специальными пробоотборниками.

Контроль изменения свойств воды в процессе разработки. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохимических лабораториях. Контроль изменения свойств газа в процессе разработки. Для определения состава газа пробы его, отобранные глубинными пробоотборниками непосредственно в скважине или из газосепаратора на устье скважины, анализируют в лабораторных условиях. Для компонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы. Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений нужно проводить дважды - после сепарации газа на нефтепромысле и отделения нестабильного конденсата (на заводе при дальнейшем снижении давления).

(Из интернета)

Главная цель методов контроля за разработкой – достижение максимальных коэффициентов нефти и газа отдачи. В контроль входят следующие работы получение и анализ геолого-промысловой, геофизической, гидродинамической информации изучение изменения состояния залежи в процессе разработки оценка эффективности, применяемой системы разработки соблюдение и анализ полноты и качества технологических мероприятий, разработанных в процессе разработки. Контроль за разработкой  - сбор информации  - уточнение геологического строения, данного эксплуатационного объекта, четко проведена дифференциация запасов по различным зонам, в зависимости от эффект толщины, коэф пористости, проницаемости, продуктивности и ее разработка. Для обоснования КИН по отдельным участкам и в целом по залежи. Определяется геологическая неоднородность пластов, коэф охвата заводнением,  оцениваетсясоответствует ли данная геолого-промысловая модель принятой системе разработки. После составления проекта разработки уточнение геологического строения экспл объекта, контроль за разработкой путем сбора информации при работе с/н в новых условиях динамика дебитов, обводненности жидкости, компенсация отбора закачкой, динамика закачки воды, обводнения залежи (языки заводнения, поршневое вытеснение нефти), контроль за разработкой в пластовых условиях( буферное и затрубное Р),Р пл, Р заб, гидродинамические иcследования – индикаторные кривые, КВД, гидропрослушивание, самопрослушивание, глубинные пробы, определяется изменение свойств Н в пластовых условиях, керн, остаточная нефтенасыщенность, проведение комплекса ГИС по контролю за разработкой, контроль за изменением коэффициента продуктивности, обводненности, коэффицианта охвата разработкой и вытеснением, текущий КИН. 

8.21. Понятие об охвате пластов воздействием. Изучение влияния на степень охвата геологических и технологических факторов (обобщение данных потокометрии, закачки индикаторов, светопоглощения нефти и др.).

(Из лекций)

При разр-ке газ. и г/к м/р-ий вследствие большой подвижности газа коэф-т охвата разр-кой залежей близок к 1

При разр-ке неф-х м/р-ий особ-но при больших площадях нефтенос-ти высокой неодн-ти, повыш-ой вяз-ти коэф-т охвата разр-кой всегда <1

Исходя из этого для повышения эфф-ти разр-ки нефтяных м/р-ий проектируют ППД

При нагнетании в пласт воды если высокая прониц-ть прод-ых отл-ий или различ. газов, когда низкая прониц-ть способствуют увелич-ю коэф-та охвата разр-кой уч-ков м/р

Степень охвата пласта заводнением хар-ся коэф-том охвата вытеснением

К_охв=V_{охв.выт}/V_{общ.залежи}

Вследствие высокой неодн-ти прод-ых отл-ий вводят доп-но 2 коэф-та; коэф-т охвата по мощности h

К_охв.п=h_{охв.выт}/h_{нефт(общ нефтенос толщина пласта)}

Коэф-т охвата по площади

k_охвS=S_{охв.выт}/S_{общ.залежи(в пределах внеш контура нефтеносности)}

Все эти 3 коэф-та зав-ят от геол стр-ия пласта, от колл-ких св-в, прежде всего прониц-ти и от вяз-ти нефти

При размещении по площади ○ и ∆ скв-н учит-ют коэф-т подвижности

К_подв=К_пр/μ_н К_пр- к-т прониц-ти

Если Кподв <0.1, то влияние от ряда ∆-ых скв-н распр-ся на 1-1.5 км по обе стороны

Если Кподв >0.1, то влияние от ряда ∆-ых скв-н распр-ся на 4-5 км по обе стороны от линии разрезания

Размещение ○ и ∆ скв-н без учета неодн-ти увелич-ет кол-во и размеры уч-ков не испытавших влияние закачки. Это м.б. связано с наличием лит-их и тект-их экранов

Одним из показателей влияния закачки явл-ся отн-ие V закач-мой воды к V доб-щей жид-ти он должен быть =1

Это свидет-ет что уч-к эф-но охвачен вытес-ием

Если этот показатель <1, то удаленная от линии нагнетания ○ скв-ны недост-но испыт-ют влияние закачки. В этих случаях выявляют причины недос-ного охвата выт-ием и м.б. пробурены доп-ые разрезающие ряды ∆скв-н на этих уч-ках.

Для выявления пластов принимающих воду применяются методы:

1. Метод р/а-ых изотопов

Для этого в закач-мую воду добавляют р/а изотопы, чаще тритий

При закачке воды в пласт часть р/а вещ-ва адсорбируется на пороге инт-ла принимающего воду

В рез-тате этого на диаграммах ГК до и после закачки воды инт-лы, к-рые принимают воду будут хар-ся повыш-ой р/а

2. Метод повыш-ой потокометрии

Основан на исп-нии расходомеров, к-рые пред-ют собой датчики турбинного типа

Скорость вращения турбины прямо проп-на V закач-мой воды в инт-лах продук-го пласта

При закачке воды расходомер поднимают в инт-ле прод-го пласта и регист-ют V закачки

По этим данным строят профили прием-ти

Согласно профилю прием-ти осн-ой V закачки прих-ся на сред-ю часть прод-го пласта, а в кров-ой и подош-ой частях прием-ть хар-ся низкими показателями

По рез-там этих иссл-ий выравнивают профиль прием-ти, чтобы выработался весь пласт, а не отд-ые высокопрониц-ые прослои

В этом примере целесообразно в кров-ой части провести соляно-кислотную обработку, увеличение плотности пер-ции или ГРП, а в подош-ой части из-за близости подош-ой воды эти работы проводить нецелесоб-но

3. Метод термокондуктивной потокометрии

Основан на зав-ти темп-ры датчика от скорости проходящего потока жид-ти при закачке воды в пласт

Рез-таты также представляются в виде кривых, хар-щих профиль притока против продук-го разреза скв-ны

4. Термометрический метод

Для этого проводят замер t в прод-ой части разреза как в ○ так и ∆ скв-нах

Темп-ная кривая в ∆ скв-ах приобретает вид почти вертик-ой линии, а после закачки воды инт-лы, к-рые принимают воду длит-ное время хар-ся пониж-ой t

В ○ скв-х когда ЭО представлен неск-кими пластами t-ая кривая против этих пластов изм-ся скачкообразно

5. Фотоколориметрия

Основан на опр-нии коэф-та светопоглощения, к-рый зав-т от наличия в нефтях окрашивающих вещ-в, т.е. смол, асфальтенов, парафинов

Сод-ие этих вещ-в увелич-ся от свода и крыльям стр-ры и от кровли к подошве пласта

Для контроля за разр-кой регулярно отбирают пробы нефти и опр-ют к-т светопог-ния. По этим данным строят карты на различ. даты

Увеличения коэф-та светопог-ия при сравн-ии карт свид-ет о продвижении воды в этом направлении

Методика комплексного обобщения охвата пласта заводнением

Обощ-ие проводят в след.послед-ти:

1. Обоб-ют данные о строении объекта разр-ки, для этого строят карты хар-щие мезо- и макронеодн-ть прод-го пласта, карты распр-ния кол-ров различ.типов и карты зон слияния пластов в монолит

2. Обоб-ют данные о работе ○ и ∆ скв-н, для этого выд-ют в скв-ах работающие и нераб-щие толщины, дебиты доб-щих и прием-ть ∆ скв-н

3. Инф-цию о работе каждого пласта в ○ и ∆ скв-х наносят на карту распр-ния кол-ров

На основе анализа всей инф-ции выд-ся зоны охвач-ные и неохв-ые процессом вытеснения. После этого сост-ют карту охвата каждого пласта вытес-ем

Для построения этой карты исп-ют данные:

1. Соотн-ие объемов закач-мой воды и доб-мой жид-ти

2. Динамику Pпл, Pзаб по фонду скв-н опорной сети

3. Закономерн-ти изменения дебитов и обводненности скв-н

4. Закономер-ти изм-ия Гф во времени

При анализе соотн-ия объемов закачки и объема жид-ти на карту распр-ния кол-ров возле ∆ скв-н указ-ют суммарные объемы закачек, а в ○ скв-х сумм-ые отборы жид-ти

Если соот-ие этих кол-ров <1, то след-но этот уч-к недост-но охвачен вытес-ем

По рез-там Pпл и Pзаб регулярно строят карты изобар, обычно раз в квартал, а на нач-ой стадии внедрения ППД чаще

По карте изобар выявляют уч-ки, к-рые активно или слабо охв-ны вытес-ем закач-мой водой

На уч-ках с акт-ым возд-ием Pпл будет изм-ся незнач-но

Недост-но охвач-ным возд-ием будет происх-ть сниж-е Pпл во времени

А на уч-ках, к-рые не испыт-ют возд-ие Pпл будет резко сниж-ся

По этим картам можно выявить наличие лит-х и тект-х экранов

Об актив-ти действия сист.ППД делают выводы на основе анализов дебитов скв-н

Если закач-ая вода интенс-но возд-ет на уч-к, то дебиты ○ св-н будут стабильно высокими, а Pпл изм-ся незнач-но

Пониж-е дебитов несоотв-щих прод-ти пласта свид-ет закач-мой воды

Низкие дебиты и резкое сниж-е Pпл свид-ет что уч-к вне зоны возд-ия

Рост Гф на уч-ках м/р-ия указ-ет что эти уч-ки недост-но охв-ны вытес-ем. Это приводит к сниж-ю Pпл, а когда Pпл<Pнас, то в пласте появл-ся свобод.газ и Гф возрастают. Сл-но на этот уч-к не действует закач-мая вода

Для анализа регулярно строят карты изменения Гф

Низкая прием-ть ∆ скв-н также может свидет-ть что на нек-рых уч-ках недост-но действует система завод-ия

Для увелич-ия прием-ти проводят кислотные обработки принимающих инт-лов, увелич-ют плотность пер-ции и давления нагнетания

Комплексный анализ всех этих данных нанесенных на карту распр-ия кол-ров позв-ет дост-но надежно выд-ять границы зон, охвач-ых вытес-ем, а в ряде случаев дифференцировать эти зоны по степени

На основе анализа данных этой карты м.б. выд-ны 3 группы зон:

1. Зоны с дост-ным или акт-ым процессом вытес-ия, в пределах к-рых работа всех скв-н хар-ся высокими устойчивыми дебитами соот-щим прод-ти пласта

2. Зоны с недост-ым или ослабленным проц-ом выт-ия, что приводит к сниж-ю Pпл и пониж-ым дебитам скв-н, несоотв-щим прод-ти пласта

3. Зоны не охв-ные проц-ом вытес-ия нефтью водой, в пределах к-рых влияние закачки не наблюд-ся и происх-т резкое сниж-е P.

(Из интернета)

Коэф охвата вытеснением - отношение объема залежи, охваченой вытеснением к общему объему залежи.Кохв.выт = Vохв.выт / Vзалежи. Коэф охвата разработкой- отношение объема залежи, охваченой разработкой к общему объему залежи. Кохв.раз = Vохв.раз / Vзалежи.. Кохв.выт > Кохв.раз. Зависит от плотности сетки с/н, градиента давления объекте = ΔР /l ,  l-расстояние м/у добывающими и нагнетательными скв/и. ΔР =   Рпл.нагн – Рпл.доб.,, геологической неоднородности пластов, вязкости Н, площадь залежи. Коэф охвата по мощности пласта отношение нефтенасыщенной мощности, подвергшейся вытеснению к суммарной эфек нефтенасыщенной мощности. Коэф охвата по площади залежи - отношение площади охваченой вытеснением к общей площади залежи. Геологические факторы –колекторские св-ва,  геологическая неоднородность пласта, прерывистость пласта, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды…Технологические факторы плотность сетки с/н, вид заводнения, расстояние м/у доб и нагнет с/н. Охват пласта заводнением знач-но влияет на нефтеот-чу залежей, а след-но и на Qизв. .Qизв= Qо*Кв*Кохв, где Qизв и Qо запасы изв-е и геолог-е, Кв –средневзвешанный коэф-т вытеснения, Кохв – коэф-т охв-а пласта заводнением. Практически при разр-ке наиб-е изменен-е величины изв-ых запасов связано с Кохвата пласта вытесняющим агентом, те Кохв в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов как геол-я неод-ть пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, Кохвата уменьшается. Этот параметр, в конечном счете, опр-ся величиной охваченной возд-ем нефтен-ой толщины прод-го пласта. Для ее определения используются геологические профили, профили приемистости и отдачи по доб-щим и нагн-ым скважинам.

При оценке Кохв выд-ся активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина пласта выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным активных толщин строят карты этих толщин по всем пластам.