CC BY
45Интерпретация результатов исследования скважин для решения промысловых задач при применении методов увеличения нефтеотдачи и проведении геолого-технических мероприятий
Абызбаев И.И., Малишевская Л.В. [email protected])
Научно-исследовательском институте по повышению нефтеотдачи пластов Центра химической механики нефти при Академии наук Республики Башкортостан.
Оценить изменения емкостно-фильтрационных свойств пласта в результате физико-химического воздействия на пласт возможно по данным исследования скважин на нестационарном режиме работы. Показателями эффективности воздействия являются: относительное изменение гидропроводности в трех зонах призабойной зоны пласта (ближняя, средняя и удаленная), относительный объем осадка или геля, выпавшего в этих зонах в результате воздействия; фрактальность потока жидкости до и после воздействия; изменение типа коллектора в призабойной зоне в результате воздействия; изменение зональной неоднородности дренируемого участка пласта в результате воздействия.
Приведем обзор стандартных методов исследования скважин при нестационарных режимах, дающих информацию о эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). 1) Метод касательных.
Этот метод позволяет исследовать до трех зон дренирования пласта вокруг нагнетательной скважины и до двух зон для добывающей скважины. В результате интерпретации динамики падения - восстановления пластового давления определяются гидропроводность и пьезопроводность пласта по отдельным зонам. Радиусы зон определяются последовательным двукратным применением метода Щелкачева при интерпретации КВД и КПД.
2) Операционный метод.
Уравнение пьезопроводности в евклидовом пространстве размерности Б описывается уравнением:
д Р х д д Р
др=4т д^(rd-' ^д-^), (1)
д t г д г д г
где х - пьезопроводность, г - расстояние до забоя скважины, t - время.
Уравнение (1) может быть использовано при интерпретации данных исследований скважин. Рассмотрим пример применения операционного метода при обработке кривых падения (КПД) и восстановления давления (КВД).
Решением уравнения при ^ >> Г2 / х является
^Со) = 477 + 1п О (2)
4П7 г ' (2)
где х - пьезопроводность, гс - приведенный радиус, ^ - аналог времени. Отсюда определяются значения пьезопроводности и гидропроводности. Таким образом, в случае обычной плоско-радиальной фильтрации КПД-КВД спрямляется в координатах (у (^),1п^) (рис.1). 3) Фрактальный метод.
Фрактальность [1] характеризует разветвленность потока жидкости в дренируемой зоне вследствие объёмной неоднородности пласта по проницаемости и его кольматации. Критерий фрактальности характеризует густоту линий тока в призабойной зоне. В практику исследования скважин этот критерий введен на основе теории анализа фрактальных структур и корреляция этого параметра с фильтрационными параметрами коллектора и с технологическими показателями работы скважины. Фрактальность позволяет оценить изменение охвата пласта фильтрацией жидкости. В отличии от уравнения пьезопроводности уравнение фрактальности имеет вид:
д Р 1 д , „д Рч — = X - ^ (r ß—), (3)
д t rа д r д t
где X = Ki/^Voß о; а = D -1; ß = D -1 -9 = а-9.
v = 1-D /(2 + 9),y = 9/2+1,
ln y/(tQ ) = a + vln t0, (4)
где: К1 - скейлинговый коэффициент,
0 - показатель, отображающий аномальность проводимости, X - аналог пьезопроводности, D - размерность фрактала, Г - модифицированная функция Бесселя.
и = 1 - D/ (2 + 0).
ЦХТ ( V )
a = ln
(5)
СК1Б(9 + 2)1-2 Т (1 -V)
Таким образом, при фильтрации на фрактале КПД-КВД спрямляется в координатах ( 1п у, 1п t0), а не в координатах (у, 1п ^ ) как в случае плоскорадиальной фильтрации в евклидовом пространстве V.
4) Экспертный метод.
Метод основан на регистрации и анализе характера и амплитуды аномалий кривых падения - восстановления давления, обусловленных неоднородностью коллекторов. При этом для расшифровки результатов исследований применяют метод эталонных кривых, методы совмещения фактической и расчётной кривой прослеживания изменений давления и др. В основе этих методов лежит сравнение (совмещение) фактических кривых прослеживания с теоретическими, построенными для модели пласта известного строения. Свойства реального пласта оцениваются по той теоретической кривой прослеживания, которая наилучшим образом совпала с фактической. По результатам интерпретации описывают строение пласта и степень его неоднородности.
5) Разностный метод.
Основан на одновременном построении с кривой падения -восстановления давления графика разностей предыдущих и последующих точек кривых в логарифмических координатах - дифференциальная кривая. По скачку на графике можно судить о наличии вблизи ствола скважины в пласте трещины. Поскольку метод совмещён с методом касательных, то возможным представляется по формуле ^ = определять расстояние
до трещины.
6) Метод оценки параметров трещиноватости коллектора.
Характерным свойством переходных процессов в трещиновато-пористой среде, где возникают дополнительные фильтрационные сопротивления при перетоке жидкости из малопроницаемых блоков в хорошо проницаемую систему трещин, является запаздывание по сравнению со скоростью протекания аналогичного процесса в обычной пористой среде. Время запаздывания связано с коэффициентом обмена жидкости между трещинами и блоками. Этот коэффициент связан в свою очередь с характерными линейными размерами блоков, т.е. с плотностью трещиноватости. Для определения времени запаздывания необходимо решить обратную задачу теории упругого режима фильтрации в трещиновато-пористой среде [2].
Анализируя уравнение неустановившегося притока в трещиновато-пористом пласте к скважине после остановки:
4 ПХ4)(( = П --П-14 +ПХ
2пкх г\ х 4пкф
где: ^ - дискретные значения времени внутри интервала снятия КПД-
КВД,
X = к1/в2 , к1 - проницаемость трещин, в2 - сжимаемость матрицы;
2
"2^ ;
П = к1/а, где а « к2Т к1 - проницаемость трещин; к2 - проницаемость пор;
Т - плотность трещин (1/м).
Находим время запаздывания. Зная т=П X, можно оценить параметр а - коэффициент, характеризующий обмен жидкостью между блоками и трещинами и далее величину плотности трещиноватости - Т [2]:
Т = д/а/к2 (7)
Известно, что терригенные коллектора также могут иметь техногенные трещины [1], по которым осуществляется преимущественная фильтрация воды.
Известно, что в поровых каналах вода фильтруется по высокопроницаемым каналам -"трубкам тока". Эти каналы могут быть идентифицированы как трещины при интерпретации КПД. Поэтому для терригенных коллекторов приемлемо употребление термина "густота струй фильтрационного потока вместо "плотности трещиноватости".
Рассмотрим задачу об оценке изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта по кривым восстановления (падения) давления в результате ГТМ осадкогелеобразующего реагента [1]. Обозначим: гидропроводность до закачки - А д после закачки - А п:
А = к а7 а = к,7,
^п , А, = , (8)
7 7
где к д , п - проницаемость до и после воздействия, мкм2; h д , п - эффективная толщина пласта до и после воздействия, м; ц - вязкость фильтрующейся в пласте жидкости, мПа-с. Пористость до закачки - т0 , после закачки - т , удельный объём осадка - Ь, тогда: т=т0-Ь. Полагая, что существует зависимость между пористостью и проницаемостью, воспользуемся формулой Минца Д.М.
г \а
(9)
К 2 Ь = 2
К
1
т
V т0
и при получим зависимости:
А
2
А
/ Л
т
, т ,
V о /
и
V
ос
V
= 1 -
А
п
А
= 1 -1
(10)
где Уос - объём осажденного осадка в поровом пространстве - Упор. По кривым восстановления давления выделяем 3 зоны с радиусами -интервалами: К0..Я1; К1.Д2 и Я2..Я3. Для каждой зоны определяем гидропроводность А пласта.
Оценим объем осадка или геля, выпавшего в каждой зоне
V = ь0 (1 - фт (1 -п,-)(!- 1г X
где - объем осадка в ьтой зоне; Ям, Я - границы зоны; П-нефтенасыщенность коллектора. Выше было показано, что
(11)
I
1
А . I г
А . а г
а
(12)
где ^ 3, Аin - гидропроводность ьой зоны пласта до и после воздействия соответственно.
Пористость каждой зоны пласта рассчитывается по формуле:
т = щ>1г.
(13)
Оценим средний коэффициент равномерности распределения осадка в
пласте
V-=t •
(14)
где Уоф - фактически выпавший объем осадка, который определяется по объему закачанной композиции; Уор - расчетный объем осадка
V,, = V + V; + Vз , (15)
где У = Уш (1- I i ).
Определим средний коэффициент охвата пласта фильтрацией воды до и после воздействия
1
к а
к" = ар'
(16)
где Qф - фактические приемистость или дебит скважины до и после воздействия;
Qр - расчетные приемистость и дебит скважины до и после воздействия.
а = 2п/ Б
(17)
I 1п
Я
Я
где
Б =
г = 1
г - 1
3
I ^
г = 1
Таким образом, представляется возможным по данным исследований скважин определить изменение фильтрационно-емкостных параметров коллектора в результате применения физико-химических методов воздействия на пласт.
Известно, что конкретной скважине соответствуют конкретные геолого-физические условия пласта, прилегающие к ней. Данные условия можно идентифицировать обобщенным критерием Б (единственным и конкретным для данной скважины), определяемым методом детерминированных моментов [1] по кривым восстановления давления. Метод детерминированных моментов является одним из эффективных методов решения обратных задач. Сопоставив дополнительную добычу в результате применения МУН, критерий Б по конкретной скважине и конкретную технологию, можно легко обучиться и по критерию Б подбирать именно ту скважину (по предварительно снятой КПД), где будет в дальнейшем достигнут максимальный эффект по данной технологии. Критерий Б вычисляется по следующим формулам [1] (последние интегралы вычисляются численным методом):
Б=М0* М2/ М1
М> =|Р - Ро) Жх; М = |(Рт - Ро) хЖХ; М2 =|(Рт -Ро) X2 ах.
о
2
00
00
00
В таблице 1 приведены результаты интерпретации кривых падения давления на 54 скважинах НГДУ «Чекмагушнефть» до и после воздействия технологиями. Изменение гидропроводностей свидетельствует о так называемом технологическом эффекте, а радиусы зон свидетельствуют о глубине проникновения реагента.
Анализ данных в таблице 1 позволяет сделать следующие выводы. Условие Б <2 соответствует фильтрации жидкости в трещиновато-пористом пласте, 2 <Б<2.5 соответствует фильтрации в однородном пласте, Б>2,5 соответствует фильтрации в неоднородном пласте. При этом результаты анализа НГДУ «Чекмагушнефть» вполне применимы и для других НГДУ в Башкирии и за её пределами. Например по данным анализа КПД скважины 2409 Манчаровского месторождения до обработок был получен критерий Д =2,6 и эффект 4205 т дополнительной добычи нефти в результате воздействия технологией КОГОР. Таким образом, для данного типа скважин можно вполне рекомендовать данную технологию. По результатам данного анализа в скважинах 6553, 8829 (Д соответственно равны - 2,647; 2,646) Вятской площади Арланского нефтяного месторождения рекомендована та же технология.
Дополнительная добыча при этом на скважинах составила соответственно 2353 и 1064 т дополнительной добычи нефти. К сожалению не была вовремя проанализированы КПД скважины 6087 (Гремячий ключ). Критерий Д был определён как 2,017, что говорило о неподходящем характере условий данной скважины для применения отмеченной технологии. В результате воздействия данной технологией на скважине не получено эффекта.
Сопоставление эффектов в результате воздействия БКТ на скважинах 1218, 1536, 1590 и 1592 Таймурзинского нефтяного месторождения позволяет сделать вывод, что условия скважин 1218, 1536 менее пригодны для применения технологии (Б=1,55 и 1,86 дополнительная добыча соответственно 331 и 227 т), чем на скважинах 1590 и 1592 (Б=2,33 ; 2,33 и дополнительная добыча соответственно 2065 и 6600 т).
Таким образом, при выборе скважин для применения потокоотклоняющих технологий целесообразно рассмотреть кривые падения давления.
Подобному поведению кривых есть объяснение. Судя по таблице 1, существуют «жёсткие» (КОГОР), средние (Нефтенол, СЩР) и «мягкие» технологии. Рассматривая зависимости А (отношение гидропроводностей до воздействия и после) от Я (крайней границы изменения гидропроводности -Я2). На рис. 1 представлены зависимости (следуемые из таблицы 1), свидетельствующие о глубинах проникновения реагента в зависимости от изменения состояния пласта в результате воздействия. Так в результате воздействия технологией "КОГОР" проникновению реагента соответствует большее изменение гидропроводностей (подбирались технологии с одинаковыми объёмами продавочной жидкости). Приближаются к данной технологии по жёсткости технологии Нефтенол, СЩР и ЩПР ( изменение А в 2 - 3 раза). Чуть меньше жёсткость технологии САИ. Изменение А в 1,5-2 раза и проникновение на большее расстояние (50-80 м) позволяет отнести к мягким технологии БКТ, КХА. Анализ таблицы 6 показывает следующую закономерность: более мягкой технологии соответствует больший эффект на монолитных залежах (однородный пласт 2 <Б<2.5), поскольку капиллярно удерживаемая нефть остаётся практически во всех заводненных зонах пласта. «Мягкие» технологии направлены на извлечении именно подобной нефти и эффективность их прямо пропорциональна глубине проникновения. Ситуация с жёсткими технологиями прямо противоположна, поскольку они воздействуют на ближайшую к скважине зону, непосредственно увеличивая охват заводнением и откладываясь в сильно неоднородных пропластках. Таким образом, жёсткие технологии наиболее эффективны в неоднородных и сильно неоднородных пластах с Б>2,5.
При этом активный ил и иные подобные технологии эффективны при определённых степенях неоднородности.
Приведём для всех технологий оптимальные критерии Д в таблице 2.
Таблица 2 - Оптимальные критерии Д для различных технологий
Технология Д
КХА 2.1
БКТ 2,33
КОГОР 2,6
НЕФТЕНОЛ 2,56
СЩР 2,68
Вышесказанное проиллюстрируем расчетами по методу моментов для воздействия на скважину 3604 технологией КХА, (дополнительная добыча нефти - 13000 т, критерий Д =2,3) и скважину 4240 (дополнительная добыча нефти - 133т, критерий Д =2,3), Аналогичные расчёты на скважине 2409 для технологии КОГОР -(дополнительная добыча нефти - 4205 т, критерий Д =2,6). Для технологии КОГОР для скважины 6087- дополнительная добыча нефти - 4205 т, критерий Д =2,6).
Для определения необходимости очистки призабойной зоны физико-химическим методом необходима следующая последовательность действий: а) обработать кривую операционным методом и получить график в координатах (^, 1п ^ ); б) обработать кривую операционным методом и получить график в координатах ( 1п ^, 1п в) Сравнить обе кривые и
определить в каких координатах спрямляется кривая в (^, 1п ^ ) или в ( 1п ^, 1п с) Если кривая спрямляется в координатах ( 1п ^, 1п то
принимается решение о проведении геолого-технических мероприятий; д) ) Если кривая спрямляется в координатах ( ^, 1п - рис.1, то решение о проведении геолого-технических мероприятий не принимается.
Рис.1
Основным видом исследования скважин при воздействии на пласты методами увеличения нефтеотдачи являются расходометрия и гидродинамические исследования при нестационарном режиме фильтрации (КВД, КПД). Интерпретация данных исследования скважин до и после воздействия МУН позволяет определить изменения емкостно-фильтрационных свойств пласта в результате осадкогелеобразования. Статистический анализ данных интерпретации КПД свидетельствует (табл. 1) о том, что существенное изменение гидропроводности при воздействии осадкогеле и эмульсеобразующими композициями происходит условно в двух зонах призабойной зоны: в радиусе до 12м.. .15 м и в радиусе от 15 м до 30 м. Наибольшее изменение гидропроводности наблюдается во 2-ой зоне. Дополнительная добыча нефти также наиболее сильно коррелирует с изменением гидропроводности во 2-ой зоне. Существенная дополнительная добыча нефти достигается при уменьшении гидропроводности в этой зоне в результате воздействия на 80 - 100 % (рис. 2).Анализ результатов интерпретации КПД свидетельствует о том, что с уменьшением
гидропроводности промытых высокопроницаемых зон густота струй фильтрационного потока (или плотность линий тока) возрастает. Обусловлено это явление, по-видимому, тем, что снижение проницаемости промытых зон приводит к разделению фильтрационного потока на многочисленные струи с увеличением площади фильтрации, т.е. увеличивается коэффициент охвата пласта активным заводнением. Результаты интерпретации КПД показывают, что густота струи фильтрационного потока в результате воздействия увеличивается от 1,2 до 2,4 раза (рис.3). Между дополнительной добычей нефти и кратностью увеличения густоты фильтрационных струй также наблюдается значимая корреляция. С увеличением густоты струй потока дополнительная добыча возрастает. Это подтверждает предположение об увеличении коэффициента охвата заводнением при закачке в пласт осадкогелеобразующих композиций. Статистический и аналитический анализ результатов интерпретации КПД показывает, что с увеличением осредненной проницаемости пласта технологический эффект (ТЭ) снижается. В то же время, если в пласте имеются блоки коллектора с достаточной для фильтрации воды проницаемостью, но пьезопроводность, в которых по тем или другим причинам занижена, то с увеличением объема этих блоков ТЭ будет расти.Эти отмеченные особенности позволили получить обобщенный параметр X, определяемый по результатам интерпретации КПД до воздействия. Параметр X значимо коррелирует с дополнительной добычей нефти, полученной в результате закачки гелеобразующих композиций в исследованные скважины .На графике (рис. 4) зависимости дополнительной добычи от X выделяются две области. Область I и область II позволяют по величине X оценить ожидаемую дополнительную добычу нефти. Параметр X рассчитывается по формуле:
К • к Л = Т -а-,
и
где Т - плотность струй потока, 1/м,
Ка - осредненная проницаемость пласта по КПД, (19)
h - эффективная толщина пласта, ^ - вязкость сточной воды.
Литература
1. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность.-Уфа:-ГИЛЕМ.-1999.-464с.
2. Хасанов М.М., Абызбаев И.И. Нестационарная фильтрация в средах с фрактальной структурой Сб. науч. Тр. Всесоюз. Нефтегаз. Науч.-исслед .ин-та.Вып .107.С .116-124
Таблица 1
Влияние степени изменения фильтрационных свойств на эффективность воздействия
(изменение гидропроводности в результате воздействия)
№ скважины Воздей- Гидропроводность до воздействия Гидропроводность после воздействия Дополнительная
воздействия (мест-е, площадь) ствие Уд,, Д * СМ / СПЗ Уш Д * СМ / СПЗ добыча нефти, т -критеоий Б
Ближняя Зона Средняя зона Удаленная зона Ближняя зона Средняя зона Удаленная зона
1 2 3 4 5 6 7 8 9
4240Д (Ново- КХА 103,89 278,3 267 87,8 139,8 306 133-
Хазинская) ^=13 м Я2=25 м Я3=160 м Я]=14м Я2=23м Я3=160 м 2,54
4290Д (Ново- КХА 348,3 107,8 99,6 107,8 63.4 103 398-
Хазинская) Я]=15 м Я2=39 м Я3=175 м Я]=17м Я2=40м Я3=175 м 1,77
1218 БКТ 224,56 127,9 326,8 195 96,16 285,7 331-
(Таймурзинское) Я]=12м Я2=50 м Я3=125 м Я]=14м Я2=56 м Я3=125 м 1,55
1536 БКТ 166,8 155,5 289,8 139,3 104,36 259,9 227-
(Таймурзинское) Я!=11м Я2=14 м Я3=100 м Я]=15м Я2=45м Я3=100 м 1,86
1590 БКТ 304,5 204,5 415,6 263,5 136,3 508,9 2065-
(Таймурзинское) Я! = 16 Я2=13 Я3=350 м Я]=14м Я2=66м Я3=350 м 2,33
2409 КОГОР 142,8 174,3 53,3 111,2 45.9 10,3 4205 -
(Манчаровское) Я!=3 м Я2=2.8м Я3=175 м Я]=2м Я2=8,1м Я3=175 м 2.6
1592 БКТ 302 168 493 253,5 152,7 508,8 6600-
(Таймурзинское) Я]=32м = Я3=125 м Я]=35м Я2=76м Я3=125 м 2,33
270 Нефтенол 230 320 400 170 103,2 390 2759-
(Манчаровское) Я!=10м Я2=56м Я3=125 м Я!=10 м Я2=55,2м Я3=125 м 2,56
2241 Нефтенол 200 195 301 150 121,8 320 778,7-
(Манчаровское) Я]=17м = Я3=125 м Я]=19м Я2=55,2м Я3=125 м 1,56
3604 КХА 137 131 112 102 87,3 106 13000-
(Саитовское) Я]=12м Я2=50 Я3=160 м Я!=16м Я2=45м Я3=160 м 2,1
6553 КОГОР 50,5 74,1 59,1 49,8 24,7 80,9 2353,5-
(Вятская) Я!=3 м Я2=10 м Я3=175 м Я!=3м Я2=9,6 Я3=175 м 2,56
8829 КОГОР 15 27 - 10,2 12,2 - 1064-
(Вятская) Я]=12м Я2=17 м Я]=15м Я2=12,27м 2,62
1 2 3 4 5 6 7 8 9
3165 Алюмохлорид 877,5 806,5 835,6 843,5 310,2 738,9 1002-
(Менеузовская) Я2=23 Я3=175 м Я!=8м Я2=22м Я3=175 м 2,44
555 САИ 370,6 360,1 369,1 349,8 94,7 368,9 1125-
(Яркеево) Я!=8м Я2=63 м Я3=175 м Я!=8м Я2=60м Я3=175 м 2,34
176 САИ 222,3 159,4 197,5 216,3 72,45 203,6 735-
(Яркеево) Я!=35 = Я3=175 м Я!=35м Я2=42м Я3=175 м 1,33
529 САИ 212 313 401 197 130,4 390 757-
(Яркеево) Я!=13м Я2=35м Я3=175 м Я:=10 м Я2=33м Я3=175 м 1,89
6005 СЩР 158,9 77,5 55,2 119,8 41 70,9 679-
(Юлдуз.) Я!=8м Я2=73 м Я3=175 м Я!=8м Я2=76м Я3=175 м 2,65
6379 ЩПР 201,3 168 493 203,5 88,4 508,8 671-
(Юлдуз) Я1=15м Я2=28м Я3=175 м Я!=15м Я2=28м Я3=175 м 2,65
3594 Алюмохлорид 566,8 555,5 589,8 559,3 617,2 559,9 0-
(Саитов) К1=11м Я2=44 м Я3=175 м Я! = 11м Я2=45м Я3=175 м 3,99
477 КОГОР 121,19 278,3 297 97,8 107 306 1632-
(Тамьян) Я!=5 м Я2=15 м Я3=175 м Я!=4м Я2=12,5м Я3=175 м 2,77
131 КОГОР 112,8 119,2 102,3 109,5 102,5 199,3 0-
(Андреевка) Кх=11 Я2=41м Я3=175 м Я:=15,9 м Я2=48,8м Я3=175 м 1,2
2428 КОГОР 201 196 301 190 59,4 320 473-
(Андреевка) Я!=3м Я2=11м Я3=175 м Я!=2,5м Я2=10,5м Я3=175 м 2,4
823 БКТ 111,5 93,5 105,1 110,5 56,3 104,5 1791-
(Таймурзинское) Я!=8м Я2=25м Я3=125 м Я!=5м Я2=25м Я3=125 м 2,1
6087 КОГОР 135,5 98,3 112,6 125,6 40,9 117,8 87
(Гр.ключ) Я!=8м Я2=33м Я3=125 м Я!=5м Я2=14,5м Я3=125 м 2.017
6089 КОГОР 211,3 259,4 198,7 210,3 123,5 203,6 128-
(Гр.ключ) Я! = 16 Я2=19м Я3=175 м Я:=14,8м Я2=20м Я3=175 м 2,014
66 СЩР 105,3 196,6 266,2 98,5 122,9 306,4 840-
(Абд.) Я!=41 Я2=79м Я3=225 м Я!=41м Я2=81м Я3=225 м 2,65
3216 СЩР 823,7 828,5 755,6 899,5 252 799,6 1334-
(Менеуз) Я!=22 Я2=49м Я3=225 м Я!=22м Я2=48м Я3=225 м 2,56
1 2 3 4 5 6 7 8 9
3220 СЩР 641,7 659,2 688,3 639,5 164,8 699,3 2564-
(Менеуз) Я:=12 Я2=32м Я3=225 м Я!=11м Я2=29м Я3=225 м 2,68
571 СЩР 304,5 104,5 415,6 293,5 29,8 448,9 841-
(Юсуп) Я!=20 Я2=30 Я3=175 м Я:=20м Я2=27м Я3=175 м 2,56
572 СЩР 50,5 60,1 59,1 49,8 18,8 80,9 1057-
(Юсуп) Я!=8м Я2=51м Я3=175 м Я!=8м Я2=51 Я3=175 м 2,87
726 СЩР 233,5 269,4 198,7 216,3 96,2 189,6 1675-
(Юсуп) Я1=7 Я231 Я3=175 м Я!=7м Я2=31м Я3=175 м 2,88
471 Алюмохлорид 88,7 67,7 55,2 89,8 45,1 40,9 0
(Абдул.) Я!=8м Я2=34 м Я3=225 м Я!=8м я2=33 Я3=225 м
3425 Алюмохлорид 402 368 493 353,5 230 488,8 30-
(Саитовское) Я1=15м Я2=32 Я3=125 м Я1=15м Я2=33м Я3=125 м 2,56
270 Нефтенол 297,3 201,5 415,6 263,5 69,5 408,9 119-
(Абдул) Я1=14 я2=63 Я3=115 м Я!=13м Я2=66,2м Я3=115 м 2,1
3609 Алюмохлорид 659,4 661,5 669,1 659,8 264,6 660,9 957-
(Саитовское) Я!=8м Я2=23 м Я3=175 м Я!=8м Я2=25 Я3=175 м 2,3
154 САИ 511,3 522,4 111,7 212,3 348,2 213,6 123-
(Яркеевск.) Я!=35 Я246 Я3=225 м Я!=35м Я2=45м Я3=225 м 2,68
344 САИ 930 920 400 901 306,6 390 0-
(Яркеевск.) Я:=10м Я2=15м Я3=175 м Я:=10 м Я2=15м Я3=175 м 2,98
346 САИ 558,7 567,5 555,2 489,8 516 570,9 21-
(Яркеево) Я!=8м Я2=53 м Я3=175 м Я!=8м = Я3=175 м 2,86
348 САИ 402 369 494 253,5 217 440,8 62-
(Яркеево) Я1=15м Я2=68 Я3=175 м Я1=15м Я2=65м Я3=175 м 2,74
1152 ЩПР 766,8 755,5 789,8 149,3 269,8 259,9 859-
(Андреев.) К1=11м Я2=22 м Я3=225 м Я!=11м Я2=22м Я3=225 м 2,55
1193 ЩПР 611,5 693,5 605,1 610,5 433 604,5 57-
(Андреев.) Я:=18м Я2=38м Я3=225 м Я:=18м Я2=38м Я3=225 м 1,33
1849 ЩПР 835,5 898,3 822,1 805,6 491 811,5 488-
(Андреев) Я:=18м Я2=33м Я3=175 м Я:=18м Я2=33м Я3=175 м 1,56
2409(11) КОГОР 630,3 659,4 598,7 616,3 602,4 503,6 1144-
(Тамьян) Я!=35 Я2=55м Я3=125 м Я!=23м Я2=26м Я3=125 м 2,78
1 2 3 4 5 6 7 8 9
823(11) БКТ 15,3 16,6 26,2 19,5 10,0 30,4 23-
Таймур Я:=5 Я2=23м Я3=125 м Я1=6м Я2=25м Я3=125 м 2,45
855 БКТ 23,8 28,5 55,6 19,5 16,1 9,6 87-
Таймур Я!=6 Я2=16м Я3=125 м Я1=6м Я2=18м Я3=125 м 2,87
6595 КОГОР 50,2 60,2 79,3 49,1 29,5 90 839-
(Вятская) Я1=16,2м Я2=41м Я3=175 м Я!=16,6м Я2=39,8м Я3=175 м 2,45
8337 КОГОР 28,1 90,7 - 27,5 46.5 - -565 -
(Вятская) Я1=12м Я2=38,8м Я1=11,2м Я2=38,6 м 2,691
6450 КОГОР 135,5 98,3 122,1 105,6 49,15 111,5 280-
(Вятская) Я!=8м Я2=23м Я3=175 м Я!=5,6м Я2=18,9м Я3=175 м 1,5
65531 КОГОР 55,6 36,3 45,6 49.5 20,2 52.8 -
(Вятская) = = Я3=175 м Я!=6,8м Я2=39,8м Я3=175 м
6458 КОГОР 230,3 259,4 198,7 216,3 126,5 203,6 -
(Вятская) Я!=4 Я221 Я3=175 м Я:=5,8м Я2=21м Я3=175 м
6516 КОГОР 115,3 196,6 266,2 98,5 98,3 306,4 -
(Вятская) 7 = Р? Я2=32м Я3=175 м Я1=6,6м Я2=35,4м Я3=175 м
6518 КОГОР 123,8 128,5 455,6 69,5 69,5 399,6 -
(Вятская) 1 7 Я2=42м Я3=175 м Я1=15м Я2=47м Я3=175 м
6559 КОГОР 142,9 159,2 102,3 139,5 83,8 199,3 -
(Вятская) Я:=12,3 Я2=40м Я3=175 м Я:=11,8 м Я2=36,4м Я3=175 м
11052 Нефтяные 370 360 369 349 94 368 2300
Ар-я оторочки 8 м 63 м 175 м 28м 67 м 175м
11064 Нефтяные 264 289 301 214 199 314 1920
Ар-я оторочки 13м 77 м 175 м 18м 73 м 175 м
11496 Нефтяные 156 189 147 147 121 114 1300
Ар-я оторочки 32 м 62 м 175 м 38м 59 м 175 м
11642 Нефтяные 485 486 598 302 326 555 2000
Ар-я оторочки 38 м 74 м 175 м 48м 89 м 175 м
2855 Нефтяные 254 268 301 144 189 188 160
Ар-я оторочки 32 м 75 м 175 м 28м 78 м 175 м
2862 Нефтяные 411 458 468 389 502 354 0
Ар-я оторочки 27 м 44 м 175 м 31м 54 м 175 м
9383 Нефтяные 338 321 204 303 366 218 100
Ар-я оторочки 18 м 63 м 175 м 15м 59 м 175 м
Зависимость дополнительной добычи от геолого-физических факторов
(по данным КПД)
о
-X-СЗ
с
А = ТКЛ
М
-1-1-1-1-1-
2000 4000 6000 8000 10000 12000
Дополнительная добыча нефти, т
—I—
14000
Рис.2
Зависимость дополнительной добычи нефти от уменьшения гидропроводности в результате воздействия
Дополнительная добыча нефти, т
Рис.3
2,5
Зависимость дополнительной добычи нефти от увеличения густоты струй фильтрационного потока в результате воздействия
^п - густота струй фильтрационного потока после воздействия, 1/м - густота струй фильтрационного потока до воздействия, 1/м
0,5
2000
4000
6000
8000
10000 12000 14000
Дополнительная добыча нефти, т
0
0
Рис.4
