Cтраница 4
За период разработки нефтяного месторождения часть скважин может давать вместе с нефтью определенный процент воды. Неоднородное распределение физических параметров пласта по вертикали и по площади вызывает неравномерное продвижение контура воды и обусловливает неодинаковое процентное содержание воды в добываемой жидкости. Отдельные скважины с образованием депрессионных зон, где давление может быть ниже давления насыщения, эксплуатируют с повышенным газовым фактором. Как известно, эти факторы снижают величину коэффициента продуктивности. Контроль за этим показателем осуществляется построением для одной и той же скважины на одном графике индикаторных линий. [46]
Общее число скважин, разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и другие параметры, влияющие на дебит нефти рассматриваемой залежи, являются управляемыми параметрами, в широких пределах изменяемыми - увеличиваемыми или уменьшаемыми. Но коэффициент продуктивности является неуправляемым или малоуправляемым параметром. Коэффициенты продуктивности в основном заданы природой, у нас мало возможностей их изменить, разве что ухудшить некачественным бурением и нерациональной эксплуатацией скважин. Природой также задана зональная неоднородность скважин по величине коэффициента продуктивности. [47]
Примерно такая методика проектирования нами была создана в ТатНИПИнефть в конце 1959-го года в начале 1960-го года и применена при проектировании разработки Азнакаевских площадей Ромашкинского месторождения, тогда самого крупного и самого главного месторождения в нашей стране. По этой методике по заданию руководства объединения Татнефть в середине 1960-го года нами был рассчитан прогноз обводнения по всем площадям Ромашкинского месторождения. Это было необходимо для обоснования ускоренного строительства крупных установок по деэмульсации и подготовке нефти. Оппоненты сами не использовали модель послойно неоднородного пласта, но в жаркой дискуссии по прогнозу обводнения указали на ее серьезный недостаток: она не учитывает зональную неоднородность нефтяных пластов, которая явно видна по значительному различию величины коэффициента продуктивности даже у соседних добывающих скважин. Поэтому нами в 1961 - 1963 гг. была создана и практически применена модель послойно и зонально неоднородного пласта, а в последующие 1964 - 1969 гг. эта модель была существенно усовершенствована, были созданы уравнения разработки нефтяной залежи. [48]