Анализ применения форсированного отбора жидкости на скважинах Вишанского месторождения в составе технологии интенсификации добычи нефти, страница 16

Таким образом, в результате проведённых исследований можно сделать следующие выводы:

1.  Все продуктивные горизонты реагируют на увеличение депрессии на пласт в интервале 3¸9 МПа снижением обводнённости. При депрессии более 10 МПа в связи с деформацией обводнённость увеличивается;

2.  Максимальная эффективность достигнута по воронежскому и саргаевскому горизонту. Минимальная продолжительность эффекта наблюдается по семилукскому горизонту;

3.  Оптимальная рабочая область по:

ü  воронежскому горизонту 3,5¸7,5 МПа,

ü  семилукскому – 6¸9 МПа,

ü  саргаевскому –  3¸5,5 МПа.

4.3.3.  Метод переменных давлений

Как следует из вышеизложенного, увеличение доли нефти в продукции скважины, переведённой на оптимальный режим дренирования, не остаётся постоянным во времени, а имеет тенденцию к снижению. Теория подсказывает, а практика подтверждает, что в основе этого явления лежат сложные процессы фильтрации в средах с двойной пористостью. То есть, для того, чтобы перетоки жидкости из более плотных разностей продуктивного пласта осуществлялись постоянно, скважина должна эксплуатироваться в режиме дренирования, соответствующем максимальному значению коэффициента обмена до тех пор, пока дебит её по нефти не уменьшится до уровня, соответствующего тенденции его падения в период, предшествующий эксперименту. Очевидно, состояние неустановившегося равновесия между высоко и низкопроницаемой средой, при котором интенсивность перетоков для фильтрации максимальна, может быть достигнута периодическими остановками и пусками скважин в работу.

В качестве эксперимента была выбрана семилукская залежь, эксплуатирующаяся скважиной №77 Вишанского нефтяного месторождения. В результате экспериментов, проведённых в 1984 году, было установлено, что максимальная эффективность может быть достигнута при депрессии 8,0 МПа. При этой депрессии наблюдалось и максимальное снижение обводнённости. На рис. 4.3.1 показана динамика естественного падения дебита скважины №77 по нефти во времени за период, предшествующий эксперименту (участок АВ). Падающая ветвь этой кривой (участок ВС) аппроксимируется гиперболической функцией, имеющей для данной скважины следующий вид:

.

Скважина была пущена в эксплуатацию на оптимальном режиме с депрессией 8,1МПа. В течение следующего периода (14 суток) происходило закономерное и монотонное снижение дебита скважины по нефти за счёт затухания эффекта обмена (участок 1-1) с 55 т/сут до 37 т/сут. Скважина была остановлена в момент времени, соответствующий точке 1 (рис. 4.3.1), которая является точкой пересечения кривой фактического падения дебита (участок 1-1) с кривой естественного падения ВС, аппроксимированной для условий, предшествующих эксперименту. После этого скважина была остановлена для полного восстановления давления (14 часов), а затем пущена на оптимальном режиме. Дебит по нефти оказался ниже, чем во времени первого цикла и составил 48 т/сут. После аналогичного снижения дебита (участок 2-2) до 25 т/сут скважина была вновь остановлена (точка 2), а время работы составило уже 12 суток. В течение межремонтного периода было проведено 7 таких циклов, включающих остановку и пуск эксплуатационной скважины.

Таким образом, период работы сложнопостроенных пластовых систем на оптимальном режиме может быть увеличен путём поддержания в них неустановившихся режимов фильтрации.