Розрахунок процесу закачування тих
Сумарне закачування по рядах нагнітальних свердловин, по родовищу та його об'єктах визначається як сума кількостей води, що закачується по окремих свердловинах. Розподіл закачування при внутрішньоконтурному заводнінні між сусідніми площами або блоками розробки здійснюється відповідно до темпів відбору рідини або відповідно до середньої гідропровідності суміжних площ або блоків розробки. Розподіл обсягів закачуваної води в свердловинах рядів, що розрізають, між сусідніми площами рекомендується проводити з урахуванням відборів рідини і зміни пластового тиску за аналізований період на цих площах за формулою:
- - обсяг закачування за аналізований період (можна за роками або ще дрібніше);
- - відбір рідини за аналізований період з половини площі, що примикає до ряду свердловин нагнітальних;
- - Коефіцієнт упругоємності пласта на прилеглій площі;
- - Зміна пластового тиску на прилеглій площі за аналізований період;
- - Об'єм пласта в межах прилеглої площі;
- - Втрати закачування (витікання в інші пласти через негерметичність колони, втрати на поверхні та ін.).
Так само як і при розподілі видобутку нафти та рідини, найбільшу складність та умовність є розподілом закачування між пластами багатопластового родовища з використанням даних витратометрії. Простіший спосіб полягає в розподілі закачування пропорційно накопиченої видобутку рідини пластів. Кількісне визначення ефективності ГМПН пластів, тобто. видобуток нафти за рахунок застосування гідродинамічного впливу, що проводиться шляхом порівняння з показниками базового варіанту. Базовий варіант - це варіант розробки, який був би реалізований на даному об'єкті гідродинамічної дії,якби на ньому не застосовувався аналізований ГМПН пластів. Ефект від гідродинамічного впливу за цей інтервал часу визначається як різницю між фактичною видобутком нафти та видобутком нафти за базовим варіантом. Прогноз показників розробки базового варіанта (видобуток нафти, рідини, обводненість, кількість свердловин, перепадів тисків та ін) повинен проводитися на термін від одного до шести років, залежно від технології впливу, що застосовується. Видобуток нафти (технологічна ефективність) з допомогою ГМПН пластів бажано визначати щокварталу. У випадках, коли приріст видобутку нафти за квартал виявиться незначним у порівнянні із загальним видобутком нафти з об'єкта впливу, квартальна ефективність оцінюється як четверта частина річного ефекту. Ефективність ГМПН пластів має визначатися загалом по об'єкту впливу. У випадках, коли ефект визначається за окремими свердловинами («свердловини»), повинен бути врахований ефект взаємовпливу свердловин. Виділення розрахункових об'єктів гідродинамічного впливу визначення ефективності ГМПН має ґрунтуватися на результатах детального геолого-промислового аналізу розробки продуктивних пластів. Якщо такі ділянки раніше не були виділені, їх межі встановлюються на підставі геолого-промислових матеріалів, підраховуються балансові запаси на цих ділянках, визначається ступінь та характер вироблення запасів нафти з них. На об'єктах гідродинамічної дії зазвичай застосовується кілька ГМПН одночасно або зі зміщенням у часі. У випадках визначається загальна технологічна ефективність всіх методів впливу. Виділення ефекту від кожного виду гідродинамічного впливу може проводитися умовно з урахуванням ступеня впливу та реалізації. Величина приросту кінцевоїнафтовіддачі за рахунок методів гідродинамічного впливу визначається обсягом додатково залучених до розробки балансових запасів нафти. Застосування гідродинамічних методів впливу, що належать до першої групи, призводить, в основному, до збільшення поточної нафтовіддачі пластів, але може в окремих випадках підвищувати і кінцевий коефіцієнт вилучення нафти (якщо ці методи дозволяють залучити в активну розробку запаси нафти, що слабо дренуються). До збільшення кінцевої нафтовіддачі веде, зокрема, форсований відбір рідини внаслідок підвищення межі рентабельності експлуатації свердловин по обводненості продукції. Методи другої групи спрямовані, в основному, на залучення до активної розробки недренованих або слабодренованих балансових запасів нафти і ведуть до збільшення ступеня вилучення нафти з надр. При виборі та обґрунтуванні гідродинамічних методів підвищення нафтовіддачі пластів повинні враховуватися технічні можливості наземного та підземного обладнання (конструкція свердловин, гирлове обладнання, поверхневе облаштування, способи експлуатації свердловин, продуктивність насосних установок та ін.). Види, обсяги впровадження та очікувана ефективність обґрунтовуються в технологічних схемах, проектах розробки та дорозробки нафтових родовищ, а також у роботах з поточного геолого-промислового аналізу та резу. Характеристики витіснення можуть застосовуватися для оцінки ефективності практично всіх методів гідродинамічного впливу на продуктивні пласти можливо підгазових зон газонафтових об'єктів розробки. Слід мати на увазі, що зміна форми характеристики витіснення може бути пов'язана як із залученням до активної розробки недренованих або слабодренованих запасів нафти (у тупикових зонах, окремих прошарках, лінзах)і т.д.), і з перерозподілом відборів рідини і закачування води по свердловин, тобто. гідродинамічний вплив може впливати як на кінцеву, так і на поточну нафтовіддачу. Тому при оцінці технологічної ефективності заходів слід використовувати результати поточного геолого-промислового аналізу з метою визначення запасів нафти, що додатково вводяться в розробку, в результаті зміни систем впливу, буріння самостійних свердловин на окремі прошарки, лінзи, тупикові і слабодреновані зони. Оскільки величини запасів нафти цих зонах зазвичай невеликі проти загальними запасами нафти об'єкта розробки, вплив введення в активну розробку може бути слабко помітним формі характеристики витіснення. У цих випадках обсяги видобутку нафти, отримані з додатково введених у розробку балансових запасів нафти, повинні визначатися окремо і повністю ставитись до методу гідродинамічного впливу. Використання характеристик витіснення по окремих свердловин для оцінки ефективності гідродинамічних методів збільшення нафтовіддачі є дуже умовним через істотні зміни режиму роботи кожної з них протягом періоду експлуатації та взаємовпливу роботи навколишніх свердловин. У зв'язку з цим використання свердловинних характеристик витіснення з метою оцінки технологічної ефективності гідродинамічного впливу не рекомендується. Для методів гідродинамічного впливу, що передбачають залучення до активної розробки недренованих запасів нафти, у початковий період розробки об'єкта рекомендується застосування диференціальних характеристик витіснення через низьку обводненість продукції. Для визначення кількісної ефективності гідродинамічних методів збільшення поточної та кінцевої нафтовіддачі можутьвикористовуватися характеристики витіснення різного виду, основними з яких є:
1. (запропонована Назаровим С.Н. та Сіпачовим Н.В.)
2. (запропонована Камбаровим Г.С. та ін.)
3. (запропонована Пірвердяном A.M. та ін.)
4. (запропонована Козаковим А.А.)
5. (запропонована Черепахіним Н.А. та Мовмигою Г.Т.)
6. (Запропонована Сазоновим Б.Ф.)
7. (запропонована Максимовим М.І.)
8. (Запропонована Гарбом Ф.А. і Циммерманом Е.Х.)
9. (Запропонована Французьким інститутом)
- - накопичений з початку розробки видобуток нафти, води, рідини відповідно;
- - Видобуток нафти, води, рідини за роками розробки відповідно;
- - Коефіцієнти, що визначаються статистичною обробкою фактичних даних;
- - середньорічна частка нафти у видобутій рідині;
- - Річний видобуток нафти за перший рік аналізованого періоду;
- - балансові запаси нафти у пластових умовах;
- - Коефіцієнт вилучення нафти.
Інтегральні характеристики витіснення видів (2), (3), (6), (13) та диференціальні характеристики витіснення видів (10), (11), (12) та (14) є найбільш простими та зручними при «ручній» обробці даних визначення ефективності гидродинамического впливу. Інші види характеристик витіснення при «ручній» обробці фактичних даних для кількісної оцінки ефекту від ГМПН вимагають значно більших обсягів обчислень або використання методів підбору різних величин та коефіцієнтів.
У цих випадках рекомендується «машинна» обробка вихідних даних з використанням ЕОМ, для чого необхідно скласти для комп'ютера програму для вибору найкращого виду характеристики витіснення. Диференціальні характеристики витіснення виду (11) та (12) для побудовибазового варіанта та визначення ефективності гідродинамічного впливу рекомендується застосовувати в період безводного видобутку нафти. Коефіцієнти і цих характеристик витіснення доцільно визначати з урахуванням сформованого коефіцієнта падіння дебітів нафти по об'єкту до початку гідродинамічного впливу. У деяких випадках коефіцієнт для характеристики витіснення виду (11) визначається як відношення середнього початкового річного видобутку нафти однієї свердловини до запасів нафти на одну свердловину. Фізично змістовна математична модель (геолого-технологічна модель) процесу розробки пласта є системою диференціальних рівнянь, що відображають фундаментальні закони збереження маси, імпульсу, енергії, які з найбільшою повнотою на сьогодні описують процес, що вивчається. Система рівнянь доповнюється початковими та граничними умовами, що включають керуючі на свердловинах. Особливо слід зазначити, що система рівнянь з додатковими умовами описує фільтраційний процес в області, яка, у свою чергу, є моделлю реального геологічного об'єкта, який, як правило, відрізняється складною будовою. Цю модель називають геолого-математичною моделлю об'єкта розробки.