Cтраница 4
В каждой из выделенных групп ( геолого-статистических моделей) преобладает то или иное месторождение. В первой группе представлены технологии ограничения водопритоков, проведенные на Бавлинском месторождении. Во вторую группу в основном вошли ТОВ, применявшиеся на Ново-Елховском месторождении. Эта группа характеризуются наиболее высокими значениями дополнительно добытой нефти и безразмерного коэффициента эффективности. [46]
Причины отклонения фактических показателей разработки от проектных могут быть две: невыполнение заложенных в проектах мероприятий и неточность гидродинамических расчетов. Опыт показывает, что в условиях Татарии роль первой причины невелика и составляет около 20 - 25 % всех отклонений от проектных показателей. Причем по 22 % объектов отклонения мероприятий не превышают 10 %) по 43 % - 30 %, 35 % - более 30 %, а отклонения уровней добычи существенно выше ( до 80 %), а по ряду объектов ( Абдрахма-новская, Миннибаевская, Западно-Лениногорская плошади и Ново-Елховское месторождение) при перевыполнении проектных мероприятий на 10 - 25 %, уровни добычи нефти на 10 - 25 % оказались ниже проектных. [47]
В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давления нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. Как видно из рис. 1.6, на всех площадях Ново-Елховского месторождения это обстоятельство вынудило уменьшить объемы закачки, хотя в этот период была реальная необходимость повышения давления нагнетания для обеспечения вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов и пропластков. [48]
Доля метода вытеснения нефти серной кислотой в общем объеме испытания методов увеличения нефтеотдачи по стране также значительна ( 16 %) несмотря на то, что потенциальные возможности по обеспечению эффекта, как и для ПАВ ОП-10, невелики. Все они расположены на месторождениях Татарии, преимущественно на Ромашкинском. При удельном весе района в общем объеме промышленных испытаний методов 23 % только 7 % балансовых запасов приходится на другие виды воздействия. За период освоения метода вытеснения нефти серной кислотой, начавшегося в 1969 г. на четырех опытных участках Ново-Елховского месторождения, число экспериментов возросло в 9 раз. Увеличились и размеры опытных участков. [49]
Согласно (6.30) - (6.32) функции отклика для неоднородного пласта в общей постановке задачи зависят от 14 параметров. Для построения уравнения регрессии нелинейных моделей при планировании полного факторного эксперимента с варьированием кодированных параметров на двух уровнях, как известно, необходимо предусмотреть проведение 214 16 384 опытов, что явно недостижимо и нерационально. Следовательно, необходимо сократить число экспериментов как за счет отсеивания малозначительных факторов, так и за счет уменьшения количества факторов. Лабораторные опыты, как было отмечено выше, проводились для условий терриген-ных коллекторов девона ( Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское месторождения), терригенных коллекторов нижнего карбона некоторых месторождений Башкортостана и Татарстана, полимиктовых коллекторов месторождений Западной Сибири и карбонатных коллекторов перового типа. Если рассматривать результаты опытов для каждой группы месторождений в отдельности, то такие параметры, как коэффициент пористости, начальная нефтенасыщенность, удельная поверхность пор, угол смачивания и температура, были достаточно близки к реальным пластовым условиям. [50]
Опытные участки разбурены с различным расстоянием между скважинами. Плотность сетки скважин изменяется от 1 3 га / скв. Участки разрабатываются как на естественном режиме, так и при заводнении. На начальной стадии эксплуатация всех участков велась на естественном режиме, а затем освоены скважины под закачку воды. В настоящее время на естественном режиме эксплуатируются два участка на Бавлинском и Ерсу-байкинском месторождениях. Эксплуатация скважин ведется после обработки при-забойной зоны скважины соляной кислотой. На многих участках с целью повышения нефтеотдачи произведена закачка тампонирующих материалов: глин и алюмохлори-дов. В нагнетательные скважины закачивается пресная и сточная вода. На скважине 6707 Ново-Елховского месторождения производится закачка сточной воды с высоким содержанием двух - и трехвалентного железа. Внедрение этих технологий позволяет достичь коэффициентов нефтеотдачи от 6 % на Бавлинском месторождении в районе скважины 831 до 47 % - на Северо-Тавельском участках Тавельского и в районе скважины 859 Бавлинского месторождений. [51]