ові полісілоксанов. З метою тампонування водонасиченого частини пласта застосовуються істинні розчини сульфату натрію або алюмінію і хлористого кальцію. Для закріплення цієї гіпсової системи використовується силікат натрію. Для зняття скін-ефекту в нефтенасищенной частини пласта використовується розчин оксіалкілірованного спирту і деемульгатора.
З використанням цієї технології обводненность продукції знижується на 30-80%. Приріст дебітів в нафти становить 5-50 тонн нафти на добу в залежності від колекторських властивостей.
Деякі модифікації технології можуть бути використані як для обмеження водотоку, так і для проведення робіт з ліквідації або обмеження заколонних перетоків.
На основі двох запропонованих технологій рекомендується проведення семи комплексних ОПЗ, які дадуть можливість збільшити добовий видобуток нафти в кількості 107,5 т / добу. Режими робіт свердловин до і після ОПЗ наведені в таблиці 5.8. Таблиця 5.8.
5.4 Обгрунтування вибору моделей для прогнозування основних технологічних показників розробки
Відомо, що ефективність рішень щодо підвищення нафтовіддачі в багато залежить від достовірності використовуваних моделей.
Для адаптації гідродинамічної моделі найбільш дієвим засобом є порівняння розрахункових і фактичних показників і узгодження їх шляхом внесення зміни в параметри вихідної моделі і повторних гідродинамічних розрахунків. Найбільш інформативними з таких показників є профілі припливу і приемистости або, щонайменше, достовірний облік видобутої продукції з кожного спільно експлуатованого пласта.
Часто визначення технологічної ефективності проводиться на основі характеристик витіснення - залежність накопиченої видобутку нафти від накопиченої видобутку рідини, при цьому базовий варіант (екстраполяція колишнього режиму) порівнюють з фактичним варіантом після оптимізації пластового тиску.
Найбільш відомими традиційними вважаються трипараметричного залежності типу:
? Q н=A + B * ln (? Q ж) (Сазонов Б.Ф.)
? Q н=A + В * (? Q ж) ^ C (Орлов В.С., Ревенко В.М., Амелін І.Д., Казаков О.А.)
Однак ці моделі мають високу погрішність і не дозволяють описувати залежність накопиченої видобутку нафти (? Q н) від накопиченої видобутку рідини (? Q ж) у всьому діапазоні обводнених.
Автором (Леонов В.А. НДІ «СібГеоТех) запропоновано декілька статистичних моделей, що відрізняються кількістю апроксимаційних коефіцієнтів - параметрів моделі. Очевидно, що зі збільшенням параметрів зменшується похибка аппромаксімаціі. Кількісні оцінки цих залежностей за результати порівняльного аналізу для групи з 100 видобувних свердловин Ван-Еганского родовища для різних моделей представлені в таблиці 5.7 та на ріс.5.20.
Таблиця 5.7.
№ п / пФормулиАвтор моделі (методики) Обумовлені параметриКоеффіціенти1? Qн=A + B · ln (? Qж) Сазонов Б.Ф.А, В при lg, В · 2,3 C=02? Q н=A + C /? Q жКамбаров Г.С.А, CВ=0 , D=- 13? Q н=A + C / (? Q ж) 0,5 Пірвердян А.М., CВ=0, D=- 0,54? Q н=A + C · (? Q ж) ^ DОрлов В.С. Ревенко В.М. Амелін І.Д. Казаков О.О., C, D В=05? Q н=А + В? (Qж + C) ^ D + E? (Qж + F) ^ GЛеонов В.А., B, C, D, E, F, G
Ри...
