Анализ эффективности системы ППД

Эффективность применяемой системы ППД оценивается по энергетическому состоянию залежей. В данном подразделе выводы об эффективности нагнетания сделаны на основе оценки влияния закачки на окружающие добывающие скважины, с учетом объемов нагнетания воды и дебитов нефти и жидкости по отдельным скважинам в динамике. При этом, привлекались данные о результатах ГТМ (геолого-технических мероприятий) и качество цементирования. Из-за отсутствия геофизических исследований по контролю (ГИС-к) окружающих действующих добывающих скважин для оценки эффективности нагнетания был использован комплекс косвенных данных и основанных на них заключений.

Анализ выполнен выборочно по нескольким действующим ячейкам нагнетательных и добывающих скважин. Было проанализировано влияние нагнетательных скважин NB 43, 47, 48, 680, 1025, 1067, 1069, 1092, 6103 на окружающие добывающие. Нагнетательные скважины переводились под закачку после временной эксплуатации на нефть при различной обводненности. Добывающие скважины вводились в эксплуатацию как до пуска нагнетательных скважин под закачку воды, так и позже начала закачки.

Влияние нагнетания можно проследить по сопоставлению во времени начала закачки, ее объемов и динамике дебитов по каждой ячейке.

В таблицах 2.3.5-2.3.8 для примера приведены основные параметры, характеризующие работу добывающих скважин, такие как дебит нефти, жидкости и обводненность соответствующие начальному периоду работы скважин, периоду до начала закачки воды и на конец анализируемого периода 01.01.07 по 4-м сформированным и действующим ячейкам, с нагнетательными скважинами: NB 680, 1025, 1067 и 1069.

На рисунках 2.3.1-2.3.4 приведены зависимости дебитов нефти и жидкости от объемов закачки выборочно по 5-ти нагнетательным скважинам: NB43, 47, 48, 680, 6103 и добывающим, находящимся в зоне их влияния.

Рисунок 2.3.1 – Зависимость дебитов нефти и жидкости добывающих скважин NB36, 662, 663 и 679 от объема закачки в нагнетательную скважину 680

Как видно из таблиц 2.3.5-2.3.8 и рисунков 2.3.1-2.3.4 не все скважины реагируют на закачку агента одинаково. Например, в скважине NB36 с момента начала закачки в нагнетательную скважину NB 680 наблюдается увеличение дебита нефти с 2 до 10.8 т/сут и жидкости с 3.9 до 24.4 т/сут. Также в скважине NB 662 дебит нефти вырос с 8 т/сут до 20 т/сут и дебит жидкости увеличился с 25.3 до 148 т/сут, т.е. эффективность закачки очевидна. Эффект закачки с увеличением дебитов по нефти и жидкости заметен также на скважинах NB50, 51, 663, 682, 1034, 1066, 1070, 1081.

Некоторые скважины, такие как NB18, 683, 1016, 1026, 1068, 1079, 1080, 1091 отреагировали увеличением дебита только по жидкости (с временным эффектом увеличения дебита по нефти или со стабилизацией его на одном уровне) в связи с ростом обводненности.

На некоторых скважинах, например NB16, 58, 650, 663, 664, наблюдается увеличение и снижение дебитов соответственно увеличению и снижению объема закачки. По многим скважинам эффект от закачки практически не наблюдается, например: NB54, 608, 679, 1053, 1054, 1056, 1083, 6100-6102. Отсутствие влияния закачки в большинстве случаев связано с тем, что перфорированы различные горизонты в нагнетательных и добывающих скважинах, например, в скважине NB 1083 перфорирован горизонт J20, тогда как закачка ведется через нагнетательную скважину NB1069 в горизонт J10. И, наоборот, отмечается реагирование добывающих скважин на закачку при несоответствии перфорированных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах (например, NB1069 – J10 и 1070 - J20), что свидетельствует о возможном наличии гидродинамической связи между ними.

Рисунок 2.3.2 – Зависимость дебитов нефти и жидкости добывающих скважин NB58, 632, 642 от объема закачки в нагнетательные скважины NB 43 и 617

Рисунок 2.3.3 – Зависимость дебитов нефти и жидкости добывающих скважин NB18, 50, 51, 54 и 608 от объема закачки в нагнетательную скважину NB 47

Рисунок 2.3.4 – Зависимость дебитов нефти и жидкости добывающих скважин NB663, 664, 650 от объема закачки в нагнетательную скважину NB 48