Эффективность обработки нагнетательных скважин при решении задачи увеличения приемистости, страница 2

·  По притоку жидкости, определенному геофизической партией влаго- и плотномерами, спускаемыми в скважину (отбивка уровней). Такой способ измерения применяется в остановленных скважинах механизированного способа эксплуатации, а так же действующих фонтанных и газлифтных скважинах и позволяет определить объем притока в скважину, а так же его состав. Однако такой способ является довольно дорогостоящим ввиду необходимости оплаты услуг геофизической партии. Результаты геофизических исследований могут заметно отличаться от фактических дебетов скважин, механизированного способа эксплуатации ввиду изменения параметров работы скважин при работе насосов. Обязательным условием корректности замеров является равенство депрессии, при которой производился замер притока до и после обработки т.к. изменение депрессии влечет за собой изменение объема притока в скважину.

Например, интервал перфорации скважины находиться на глубине 2500 м. и в ходе отбивки уровней до и после обработки получены следующие параметры:

Время,	До обработки		После обработки
	Нвоздух-жидкость, м	Ннефть вода, м	Нвоздух-жидкость, м.	Ннефть вода, м.
Сразу	1200	1900	900	2000
20 мин	1000	1800	850	2000
1 час	900	1600	800	1800
2 часа	800	1400	750	1700
3 часа	750	1200	725	1600
5 часов	700	1000	685	1525
7 часов	660	900	655	1450
9 часов	630	800	625	1250

По данным отбивки уровней видно, что до обработки уровень жидкости в скважине был снижен на 1200м. а после всего на 900 м. следовательно, в первом случае была создана большая депрессия на пласт. Как следствие этого объем притока за первые 2 часа составил: в первом случае Q=(Н_нач.-Н_кон)*π*R²=(1200-800)*3,14*0,06²=4,5м³. или 54 м³/сут.

Во тором случае Q=(900-750)*3,14*0,06²=1,7м³ или 20,4 м³/сут.

Казалось бы мы получили вместо увеличения притока его уменьшение (ухудшили работу скважины). Однако если сравнивать приток жидкости при одинаковой депрессии на пласт (величине снижения уровня жидкости) к примеру, с уровня 800 м.за последующие 3 часа то получаем:

в первом случае Q=(800-700)*3,14*0,06²=1,1 м³ или  13,2 м³/сут.

во втором случае Q=(800-705)*3,14*0,06²=1,1 м³ или те же 13,2 м³/сут. Поэтому в данном случае говорить об ухудшении притока нельзя т.к. он остался на том же уровне, что и до обработки.

                      Теперь посмотрим, что получилось с обводненностью притока.

В первом случае на момент окончания исследований обводненность составила:

Q_ж= 1,1 м³/сут (определена ранее);

Н_н=_.Н_{нефть-вода} - Н_{воздух-жидкость} =800- 630=170м.

Н_ж= Н_{инт. перф}-Н_{воздух-жидкость}=2500-630=1870м.

%Н₂О=(( Н_ж- Н_н)/ Н_ж)*100%=((1870-170)/1870)*100=91%

Во втором случае обводненность составила:

Q_ж= 1,1 м³/сут (определена ранее);

Н_н=_.Н_{нефть-вода} - Н_{воздух-жидкость} =1250- 625=625м.

Н_ж= Н_{инт. перф}-Н_{воздух-жидкость}=2500-625=1875м.

%Н₂О=(( Н_ж- Н_н)/ Н_ж)*100%=((1875-625)/1875)*100=67%

Тогда очевидным результатом обработки является снижение обводненности притока.

·  Обработку, в результате которой получено увеличение притока нефти в скважину либо снижение обводненности (вероятнее всего и то и другое) можно считается эффективной.

2.  По замеру гидродинамических характеристик призабойной зоны скважины по данным кривых восстановления давления (КВД). Замер КВД выполняется ЦНИПРом до, и после обработки и позволяет определить изменения следующих характеристик призабойной зоны пласта: гидропроводность, проницаемость, пъезопроводность, эффективный радиус скважины, коэфф., продуктивности. При изменении этих характеристик в сторону увеличения обработка является успешной, а в сторону уменьшения обработка неудачной. Однако измеренные параметры не дают количественную (Qж) и качественную (%H₂O) оценку притока.

Эффективность обработки добывающих скважин при решении задачи выравнивания профиля притока определяется:

1.  По данным геофизических исследований профиля притока датчиками: температуры, шумо-, влаго- , плотно- и расходомерами. Эти измерения позволяют с достаточной степенью точности, определить работающие интервалы продуктивного пласта, объем притока жидкости по каждому из интервалов и построить профиль притока. Также как и при отбивке уровней , обязательным условием корректности построения профиля притока является равенство депрессии (величины снижения уровня жидкости в скважине), создаваемой на пласт при которой производится замер до и после обработки т.к. изменение депрессии влечет за собой изменение профиля притока скважины. Эффективной по результатам исследования профиля притока можно считать ту обработку, когда происходит подключение в работу тех интервалов продуктивного пласта, по которым стояла задача увеличения притока. Если же в процессе обработки произошло увеличение притока в скважину за счет увеличения притока из работающих ранее интервалов, то такую обработку можно считать результативной, но недостаточно эффективной. Если же в процессе обработки произошло увеличение притока в скважину за счет увеличения притока воды (т.е. с ростом обводнености), то такая обработка не эффективна.

Эффективности обработки участка при решении задачи интенсификации добычи нефти определяется: