Время, месяц, год

Анализ позволил также выявить описанную закономерность на искусственно созданных ВНЗ. Разработка залежи объекта БС6 Тепловского месторождения характеризуется относительно быстрым подъемом водонефтяного контакта, в результате чего образовалась обширная искусственно созданная ВНЗ. Анализ динамик обводнения форсированных скважин данного объекта позволил отметить, что большинство скважин, не имеющих безводного периода эксплуатации, реагируют на ФОЖ снижением обводненности (рис. 3). Выявлено, что в скважинах данного объекта рост обводненности в результате ФОЖ отмечается при удельной накопленной добыче нефти на момент мероприятия превышающей 12.5 тыс. т. на один метр толщины пласта. Для большинства скважин, у которых удельная накопленная добыча нефти на момент мероприятия ниже этого значения, в результате его проведения отмечается снижение обводненности.

Это объясняется выявленной обратной зависимостью эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ) от текущей выработки запасов зоны дренирования скважины, которая также подтверждается на примере объекта АС10 Лянторского месторождения [6]. Эта закономерность обуславливает высокий геологический потенциал форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи на водоплавающих залежах благодаря обычно низкой выработке запасов данного типа залежей и благодаря наличию значительных остаточных запасов нефти при высокой обводненности продукции.

Рис. 3. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1252 объекта БС6 Тепловского месторождения:

1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти.

Ряд авторов связывает положительное влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пластов с увеличением коэффициента вытеснения нефти водой благодаря действию следующих факторов [7]:

•в гидрофильных коллекторах при увеличении скорости потока происходит вовлечение в разработку капиллярно защемленной нефти;

•в гидрофобных коллекторах в результате увеличения отборов жидкости происходит более эффективный доотмыв пленочно-связанной нефти.

Это объяснение не раскрывает многих вопросов. Общеизвестно, что радиус воронки депрессии на пласт ограничивается несколькими метрами или десятками метров. Соответственно наибольшее увеличение депрессии на пласт происходит в этой относительно небольшой зоне, запасы которой не обеспечивают фактических объемов прироста нефтеотдачи в результате ФОЖ. Что касается основной части пласта, то возникающие при разработке нефтяных месторождений силы, воздействующие на плёночную нефть при установлении форсированного режима эксплуатации, на порядок меньше тех, которые действуют между плёночной нефтью и поверхностью породы.

Анализируемую закономерность также можно объяснить влиянием отложений твердых углеводородов в призабойной зоне нефтенасыщенных пропластков. При истечении пластовой нефти из пласта в скважину в результате резкого снижения давления в перфорационных каналах, особенно при снижении ниже давления насыщения, там откладываются твердые компоненты нефти: парафины, смолы, асфальтены. В результате этого в нефтенасыщенных пропластках увеличивается скин-фактор. В перфорационных каналах водонасыщенных пропластков при тех же условиях откладываются соли. Общеизвестно, что механическая прочность солевых отложений значительно выше, чем у парафино-смолистых [8], поэтому увеличение депрессии на пласт приводит к более быстрому разрушению углеводородных отложений и снижению скин-фактора в нефтенасыщенных пропластках. При всей логичности данное объяснение не объясняет некоторых фактов, в частности качественную обратимость реакции скважины на изменение отборов, заключающуюся в увеличении обводненности продукции при снижении дебита жидкости (рис. 2). Кроме того, сказанное не объясняет тенденцию наиболее ярких положительных результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

НАЧЗАБ 1

Количественные оценки показывают, что при значениях начального и текущего пластового давления соответственно 25.8 и 24.0 МПа и при снижении забойного давления в результате ФОЖ от 16.0 до 14.4 МПа значения кратности прироста депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза составляют соответственно 1.4 и 1.16. Более высокий прирост депрессии в нефтенасыщенной части разреза обуславливает

Характер динамик обводнения форсированных скважин и результаты факторного анализа позволили сделать предположение о гидродинамической природе этой закономерности. Так анализ динамик обводнения скважин объекта БП10-11 Тарасовского месторождения показал, что большинство скважин, реагирующих на увеличение дебита жидкости ростом обводненности, расположены в зонах с повышенным пластовым давлением. С другой стороны большинство скважин, расположенных в зонах со сниженным пластовым давлением, реагируют на увеличение отборов снижением обводненности. Это объясняется достаточно легко.

Объект БП10-11 Тарасовского месторождения представляет идеальный случай для изучения механизма описанного явления. Он состоит из двух пластов БС10 и БС11, разделенных выдержанным непроницаемым разделом. Нижний пласт БС11 изначально водонасыщен, а разрабатываемый пласт БС10 в разрезе большинства добывающих скважин нефтенасыщен и изначально и на момент ФОЖ. Последнее объясняется низкой выработкой запасов и низким пластовым давлением, что обуславливает удаленность фронта закачиваемой воды.

Обозначим базовые забойное давление, дебит жидкости и обводненность продукции скважины, выраженную в долях единицы, соответственно Рзаб1, Q1 и р1. Давление в водонасыщенной части продуктивного разреза скважины равно начальному Рнач, а в нефтенасыщенной - текущему пластовому Ртек. Тогда базовые депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза равны соответственно:

^Р Н1 — РТЕК — Р ЗАБ 1;О)

^РВ1 = Р НАЧ — Р ЗАБ 1.(2)

Пусть в результате ФОЖ забойное давление уменьшилось до Рзаб2. Тогда значения кратности увеличения депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза будут равны соответственно:

РН = ртЕК — Р:АБ2;(3)