П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин (Башнефть), Ф.М. Ефремов, Е.В. Лозин, В.Б. Сергеев (БашНИПИнефть)

1. Из лабораторных опытов по вытеснению нефти известно, что коэффициент вытеснения зависит от объема прокачки вытесняющего агента (воды). Однако для одного и того же значения коэффициента вытеснения объем прокачки зависит как от соотношения вязкости вытесняемой и вытесняющей фаз, так и от характеристики коллекторов (в первую очередь смачиваемости и проницаемости). Для коллекторов терригенного девона нефтяных месторождений Башкортостана с относительно низким значением вязкости пластовой нефти (до 10 мПа·с) коэффициент вытеснения практически не изменяется после прокачки 2,5-3,0 порового объема воды. Для коллекторов терригенного нижнего карбона с нефтью повышенной вязкости (до 15-20 мПа·с) коэффициент вытеснения практически не изменяется после прокачки 4,5-5,0 порового объема воды. Исходя из приведенных данных можно сформулировать один из критериев отключения нагнетательных скважин: степень промывки продуктивного пласта. Под этим показателем подразумевается отношение прокачанной воды к поровому объему пласта. Статистика лабораторных исследований позволяет в первом приближении в качестве технологического критерия отключения нагнетательных скважин принять предельную степень промывки, равную 3 для залежей нефти терригенного девона и 5 – нижнего карбона. При значении данного параметра менее указанных величин нефть еще будет отмываться из порового объема пласта. При достижении указанных величин в условиях сформировавшихся в пласте фильтрационных потоков закачивать воду в промытую часть пласта технологически бесполезно. Высказанное положение справедливо, если давление нагнетания оптимально.

Предлагается следующий порядок оценки степени промывки пласта в зоне репрессии нагнетательной скважины. Прежде всего, геолого-промышленными методами оценивается граница зоны репрессии. При этом используются карты разработки и изобар, показатели эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, данные гидродинамических исследований скважин. Строится плоский абрис указанной зоны и определяется средний радиус воздействия нагнетательной скважины R_B.

С использованием карты нефтенасыщенных толщин оценивается эффективная нефтенасыщенная толщина зоны репрессии h_н. Определяется объем породы пласта V_пл в границах зоны воздействия нагнетательной скважины:

V_пл=pR_в²h_Н. (1)

Оценивается объем порового пространства V_пор указанной зоны:

V_пор = V_пл т , (2)

где m - коэффициент эффективной пористости пласта, обоснование которого дается в подсчете запасов нефти и газа.

Делением накопленной закачки воды в нагнетательную скважину Q_З на объем порового пространства зоны регрессии этой скважины V_nop определяется степень промывки пласта x в границах указанной зоны:

x = Q_З/V_пор. (3)

При степени промывки пласта, равной предельному или более значению, нагнетательную скважину, работающую на один пласт с коэффициентом расчлененности, равным 1, по рассматриваемому технологическому критерию необходимо отключить. При этом суммарный охват пласта заводнением по толщине исходя из результатов неоднократных исследований глубинным расходомером должен иметь удовлетворительные значения (не менее 0,7 толщины пласта). Коэффициент охвата по толщине считается удовлетворительным, если он максимален по всем технологическим расчетам для данного объекта в данной скважине. Режим нагнетания определяется давлением закачки, т.е. в течение всего периода работы нагнетательной скважины давление нагнетания должно быть оптимальным.

В качестве примера оценим степень промывки продуктивных пластов VI₁ и VI₂ бобриковского горизонта в зонах влияния нагнетательных скважин на Таймурзинском месторождении (таблица).

Материалы исследований не противоречат данным В.Д. Лысенко (Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.) о сроках службы скважин месторождений Ромашкино и Узени.

Unlike producing wells where an ultimate water cut of well production or effectiveness of their exploitation while attaining the lowest flow rate serves as a shutting-in criterion, there are still no generally accepted criteria to stop injection wells exploitation. The authors offer for discussion two approaches to solve the problem concerning injection wells shutting-in.

1. By ultimate cumulative injected water volume. Prior to final shutting-in of an injection well, it is recommended to perform operations on changing of filtration flows trends in reservoir due to operation conditions change, first of all, of producing wells and due to cyclic water injection into injection well.
2. By injection well life time. As a control criterion it is suggested to use an ultimate life of one injection well until the first operational failure within development string.