овищі протягом цього часу, спрямовані на вирівнювання фронту витіснення нафти водою дозволили:
знизити обводненность продукції в середньому до 95,5%;
знизити темп падіння видобутку нафти і стабілізувати його;
зменшити частку води в видобутої продукції;
збільшити дебіт по нафті;
також отримати додатково 114 612 тонн нафти.
.7 Розрахунок ефективності закачування ПГС «Ритин» з аналітичної методикою В.Д. Лисенко
Цей метод оцінки фактичної нафтовіддачі пластів базується на застосовуваної методикою проектування розробки нафтових родовищ. Він застосуємо по великих совокупностям свердловин і по окремих свердловинах. Для застосування методу потрібне знати число пробурених і введених в дію свердловин, їх дебіти нафти та рідини. Суть методу полягає в наступному: в цілому для всієї розглянутої сукупності свердловин будують залежності по роках дебіту нафти від загального накопиченого відбору нафти, а також поточного дебіту рідини від накопиченого відбору рідини. Потім отримані прямолінійні ділянки на отриманих кривих екстраполюють і інтерпретують, вони представлені на малюнках 4.7.1 - 4.7.2
Найголовніше, що залежність поточного дебіту нафти від загального накопиченого відбору нафти при її екстраполяції до осі ординат показує поточний амплітудний дебіт нафти на пробурену свердловину, при її екстраполяції до осі абсцис поточні, введені в розробку, початкові видобувні запаси нафти. Така екстраполяція виконується для прямолінійних відрізків встановленої загальної криволінійної залежності. Дуже важливо, що така залежність дозволяє завчасно побачити поточні негативні результати. Залежність поточного дебіту рідини на пробурену свердловину від накопиченого відбору рідини дозволяє побачити динаміку зміни чисельних значень поточного амплітудного дебіту рідини на пробурену свердловину і введених в розробку початкових видобутих запасів рідини. При цьому амплітудний дебіт рідини може бути більше амплітудного дебіту нафти на величину амплітудного дебіту води. При великій різниці в щільності, в рухливості нафти і води треба переходити від вагової рідини до розрахункової рідини, від вагових дебітів і відборів до розрахункових, виносячи за дужки вплив відмінності фізичних властивостей у вигляді коефіцієнта відмінності [22]
Малюнок 4.7.1 Залежність питомої розрахункового дебіту нафти від накопиченого розрахункового відбору нафти
Малюнок 4.7.2 Залежність питомої розрахункового дебіту рідини від накопиченого розрахункового відбору рідини
проекстраполіровать прямолінійні ділянки до осі абсцис, я отримала такі дані, представлені в таблиці 4.7.1
Таблиця 4.7.1
Результати розрахунку з аналітичної методикою Лисенко В.Д.
ПоказательДо ПГВПосле ПГВВозможний сумарний відбір нафти при технології даного періоду, тис.т710, 5825,8 Можливий сумарний відбір води при технології даного періоду, тис.т14211600Средній ВНФ2, 001,77
З графіка видно, що після застосування ПГС видобувні запаси збільшилися з 710,5 до 830,8 тис., що дало приріст 115,3 тис.т нафти, попутно буде видобуто 1461,6 тис.тонн нафти, також зменшився водонефтяной фактор.
