Методика определения технологической эффективности какого - либо ГТМ на месторождениях нефти. Гтм нефть это


Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по поддержанию проектной добычи нефти

Существует два способа регулирования разработки:

– поддержание добычи нефти;

– увеличение (интенсификация) добычи нефти.

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Геолого-технические мероприятия проводятся на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно – на поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью проведение ГТМ особенно актуально.

К геолого-техническим мероприятиям, обеспечивающим поддержание базовой добычи нефти относятся:

– Оптимизация подземного и/или наземного оборудования

– Ловильно-аварийные работы (ЛАР)

– Ремонтно-изоляционные работы (РИР) (Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.)

– Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) (соляно-кислотные ванны, соляно-кислотная обработка, обработка ПЗП прочими хим. реагентами, термагазохимическое воздействие, перфорация) (Технологий воздействия на призабойную зону пласта существует великое множество. Чаще всего проводят ОПЗ различными кислотными составами. Для карбонатных коллекторов и коллекторов с повышенным содержанием карбонатного цемента наиболее часто используют закачку кислотных составов на основе соляной кислоты. Для терригенных коллекторов - закачку кислотных составов на основе плавиковой кислоты)

– Ликвидация АСПО, солеотложений и гидратообразований

– Нормализация забоя (от песчаных и гидратных пробок, от солей, грязи, от пропанта, металла)

– Подготовка скважины (к ГРП, к реконструкции скважины)

– Подготовка к ПГИ

– Исследование скважин

– Установка и извлечение отсекающего пакера с клапаном для глушения

– Восстановление циркуляции

– Перевод скважины в ППД

– Выравнивание профиля притока или приемистости

– Планово-предупредительный ремонт.

 

 

На основе анализа разработки нефтяного мес­торождения и выявления расхождений проектных и фактичес­ких показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регу­лированием разработки нефтяного месторожде­ния, которое можно проводить чисто технологическими метода­ми без изменения или с небольшим частичным изменением сис­темы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ вплоть до прекра­щения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачивае­мых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных просло­ев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

Мероприятиями по обеспечению плановой добычи нефти являются: увеличение гидродинамического совершенства добывающих и нагнетательных скважин (дострелы, перестрелы, кислотные обработки и др.), изменение режимов их работы и (снижение забойных давлений в добывающих скважинах, форсированный отбор, повышение давления нагнетания) перераспределение отборов нефти и закачки рабочего агента по рядам скважины, участкам, блокам, площадям и пластам, выключение из эксплуатации высокообводненных скважин, изоляционные работы, одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях, добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов, частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения), полное изменения системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и т.д.)

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Выбор объектов ГТМ | Геолого-технические мероприятия (ГТМ)

Оптимизация - считается Кпрод, пересчитывают дебит жидкости на новое забойное, сохраняя обводненность = на выходе нефть. Учитывают прошлый опыт - не всегда обводненность сохраняется по разным причинам. Самый эффективный и дешевый способ.

Дострел - увеличение вскрытой толщины внутри одного объекта разработки. Смотрят на недострелянные толщины. Если большой "батон" небоишься ставить отдельным ГТМ, если питюлина в 0.5-1 метр, совмещаешь с другим ГТМ.

Перевод на другой объект - вскрытие вышележащего объекта. Здесь по разному, пишем углеродный каротаж, чтобы понять насыщение. Иногда фейл.

Дострелы и переводы смотрятся по разрезу между окружающими скважинами и профилям притока, чтобы понять как "ожидаемые" толщины работают в соседних скважинах, с какой стороны идет промывка. Смотрят "похожи"/"непохожи" по каротажу соседние скважины друг на друга. По нагнетательным устанавливают в какой пласт идет основная закачка (куда дует).

РИР - при высокой обводненности и расчлененном разрезе. Если пласт монолитный, ририть не очень.

ГРП - если ожидаем плохой коллектор или получаем бесприточные скважины.

Реперфорация - если есть чуйка что ПЗП сильно загажено.

ОПЗ - если есть чуйка что ПЗП слабо загажено, но боимся делать после РИР.

Ах, да.

Скважина кандидат - имеющая высокую обводненности и низкий дебит нефти (менее 5 тонн, например)

Если низкая обводненность и низкий дебит, то ситуация Запасы есть, но нет давления или продуктивности. Надо подымать давление (работать с ППД) или Стимулироватся (ОПЗ, реперфорация, ГРП). Тоже кандидат, но надо ждать снижения базового дебита.

Низкая база нужна оттого, что ГТМ должен давать минимальный прирост в добыче. Здесь беда с РИР - РИР сам по себе прироста в дебите не должен давать, поэтому совмещают с оптимизацией. Самая нужная, но самая шаткая по приросту технология.

www.petroleumengineers.ru

Программа ГТМ "Томскнефти" в 2018г даст эффект в 1,3 млн тонн нефти

ТОМСК, 22 июн – РИА Томск. Объемы добычи нефти на месторождениях АО "Томскнефть" ВНК по программе геолого-технических мероприятий (ГТМ) составят в 2018 году 1,3 миллиона тонн нефти, сообщил журналистам начальник управления повышения производительности резервуара и ГТМ предприятия Андрей Терентьев.

Ранее сообщалось, что "Томскнефть" реализует программу ГТМ для повышения коэффициента извлечения нефти. По информации компании, многие месторождения Томской области эксплуатируются уже 50 лет, "Томскнефть" ежегодно добывает около 10 миллионов тонн нефти, в том числе благодаря применению современных технологий добычи.

"Программа ГТМ "Томскнефти" представлена двумя блоками – мероприятия на поддержание базовой добычи и мероприятия на дополнительную добычу. ГТМ на дополнительную добычу кратно больше: ожидаем получить в этом году 990 тысяч тонн нефти. Объемы по базовой нефти составят 340 тысяч тонн", – сказал Терентьев.

Он уточнил, что в целом по программе ГТМ в 2018 году предприятие рассчитывает получить 1,3 миллиона тонн нефти. "Приоритетные мероприятия по ГТМ на дополнительную добычу – ввод новых скважин. Это около 40% в общей массе. По ГТМ на базовую добычу основой являются планово-предупредительные ремонты, оптимизация и интенсификация добычи нефти", – пояснил Терентьев.

По его словам, в компании увеличивается доля высокотехнологичных геолого-технических мероприятий: "Это связано с тем, что с каждым годом условия работы становятся тяжелее. Снижается мощность пластов, возрастает количество трудноизвлекаемых запасов".

АО "Томскнефть" ВНК ("дочка" НК "Роснефть" и НК "Газпромнефть") занимается добычей нефти и газа на территории Томской и Тюменской областей. Компания является одним из крупнейших томских налогоплательщиков и обеспечивает долю около 30% от налоговых платежей в бюджет региона. Предприятие добывает до 65% от общего объема добычи нефти в Томской области.

© предоставлено пресс-службой АО "Томскнефть" ВНК

На месторождении "Томскнефти"

www.riatomsk.ru

Методика определения технологической эффективности какого

⇐ ПредыдущаяСтр 19 из 27Следующая ⇒

Прежде всего, следует отметить, что для оценки эффективности каждого мероприятия используется отдельные расходные характеристики, например, для оценки эффекта заводнения используется график суммарного отбора жидкости и логарифма объема закаченной жидкости. Для оценки эффекта от проведения ГРП используется график приращения дебита по отношению к первоначальному и т.п. Для определения эффективности нескольких мероприятий, применяют комплексную эффективность методов, использованных на каком-либо участке в сравнении с другим участком, на котором не проводились технологии регулирования разработки.

Оценка технологической эффективности проведения ГРП

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.

Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:

- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;

- текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;

- сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП (базовая добыча).

При подсчете добычи нефти за истекший период основная задача заключается только в правильном определении базовой добычи нефти.

Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.

Что касается расчетных методов оценки, то, исходя из конкретной ситуации, необходимо отметить следующее. Скважины с ГРП рассредоточены практически по всей территории крупного месторождения. Создание расчетной модели объектов даже по отдельным площадям сопряжено с огромным объемом работ и задействованием мощной вычислительной техники. К тому же, к настоящему времени по скважинам имеется очень скудная геолого-физическая и геолого-промысловая информация, часть которой подвержена изменениям в процессе эксплуатации скважин, во времени. В итоге, в значительной мере затрудняется адаптация расчетной модели и получения надежных прогнозных технологических показателей разработки. При этом представляется, что результаты наиболее приемлемы или страдают наименьшей погрешностью для относительных оценок взаимовлияния скважин, т.е. их интерференции.

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.

44. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение ВУС, ГОС и ОС)

mykonspekts.ru

Дополнительные объемы добычи нефти за счет ГТМ — Мегаобучалка

Бурение новых скважин

В 2012 г. Компания ввела в эксплуатацию 42 новые скважины, из них 32 из бурения. При этом в связи с уточнением геологической модели существующих площадей и корректировкой программы, объемы бурения снизились по сравнению с показателем 2011 года.

Новые подходы к выбору участков под бурение и проведение 3D- сейсмики позволили избежать бурения неэффективных с точки зрения геологии скважин. Проходка в эксплуатационном бурении в 2012 г. составила 54,8 тыс. м.

Благодаря моделированию эксплуатационного объекта и оптимизации конструкции скважины на основе трехмерной геолого-технологической модели в марте 2012 г. при бурении скважины на Илишевском месторождении Компания получила рекордный приток нефти, составивший 503 т/сутки (потенциал — 900 т/сутки).

Бурение и ввод новых скважин

 
Проходка в эксплуатационном бурении, тыс. м 233,9 129,6 54,8
Ввод в эксплуатацию новых скважин, шт.
в том числе из бурения, шт.
Добыто нефти из новых скважин, тыс. т 256,2 163,8 288,7
Средний дебит новых скважин, т/сутки 12,6 13,9 40,6

 

Ввод новых скважин Средний дебет новых скважин

За счет использования новых технологий средний дебит новых скважин в 2012 г. составил 40,6 т/сутки, что на 180% выше прошлогоднего показателя. Средний дебит действующих скважин увеличился до 2,9 т/сутки.

Средний дебит действующих скважин Прирост добычи за счет ГТМ, тыс. т

Добыча природного газа и ПНГ

Исторически Компания не выделяла газовый бизнес в отдельную бизнес-единицу и осуществляла добычу природного газа при наличии очевидной эффективности проектов или синергетического эффекта с нефтедобычными операциями.

На конец 2012 г. в промышленной эксплуатации Компании находилось 4 газовых и 16 газонефтяных месторождений, а объем добычи природного газа в 2012 г. составил 40 млн м3.

Вслед за ростом объемов добычи нефти в 2012 г. на 2,2% до 15,4 млн т увеличился объем добычи попутного нефтяного газа (ПНГ). Добыча ПНГ в 2012 г. составила 500 млн м3, что на 1% выше показателя предыдущего года.

В результате изменения методики учета ПНГ в соответствии с корректировками законодательства, а также в условиях роста добычи коэффициент утилизации ПНГ в 2012 г. составил 75,2%. Целевой уровень утилизации ПНГ — 95% — планируется достичь к 2015 г.

Наш стратегический приоритет на ближайшую перспективу — увеличение объемов использования ПНГ. Реализацию этой задачи мы осуществляем в рамках Целевой газовой программы (ЦГП). В результате мероприятий ЦГП в 2013 г. коэффициент утилизации ПНГ должен увеличиться до 76,7%.

megaobuchalka.ru

Возвращение на Ачимовку – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

Тема вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов Западной Сибири становится все более актуальной. Чаще всего речь идет об освоении баженовской свиты. Однако пока разработка бажена находится на стадии опытных работ, нефтяники уже вовлекают в добычу запасы другой перспективной формации — ачимовской свиты. Ачимовские пласты менее распространены, чем баженовские, однако эти запасы позволят значительно продлить жизнь предприятий с падающей добычей, в том числе и ключевых активов «Газпром нефти» в ЯНАО

Невостребованные запасы

Ачимовская свита относится к самому нижнему уровню нижнемеловых отложений — над юрским нефтегазоносным комплексом и характеризуется сложным геологическим строением. Поэтому и процесс вовлечения в разработку запасов ачимовки растянулся надолго. На некоторых месторождениях история поисково-разведочных работ для оценки запасов ачимовских отложений и перспектив последующего их ввода в промышленную разработку насчитывает уже несколько десятилетий.

В «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» первые попытки ввести в разработку ачимовские залежи предпринимали еще в 80‑е годы прошлого века. Тогда выдающийся геолог Александр Наумов при разведке Еты-Пуровского месторождения (в настоящее время разрабатывается «Газпромнефть-Муравленко») искал подтверждения своей клиноформной модели неокома. Одним из таких подтверждений стал обнаруженный по линии шести разведочных скважин переход шельфового пласта в ачимовскую толщу. Позже эти скважины ввели в пробную эксплуатацию, однако их дебиты оказались существенно ниже, чем у их соседок, пробуренных на уровень неокомских пластов.

Рустем Гималетдинов,заместитель генерального директора — главный геолог «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»

Повышение этажа нефтеносности до подошвы юрских отложений несет новые перспективы старым месторождениям Ноябрьского региона. Особенно учитывая, что наличие полноценной инфраструктуры нефтедобычи на этих активах существенно снизит себестоимость добытого сырья. Такое серьезное расширение ресурсной базы предприятия обеспечит работой ноябрьских нефтяников на годы вперед.

Основные проблемы, с которыми нефтяники столкнулись при разработке ачимовских пластов, — низкие фильтрационно-емкостные свойства и плохая сообщаемость коллектора. На глубинах 2750–2950 м, где залегают продуктивные отложения ачимовской толщи в Ноябрьском регионе, породы представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов с аргиллитами, которые имеют проницаемость не более 3 мД, а зачастую ниже 1 мД. Для сравнения, неокомские пласты на этих месторождениях сформированные средне и крупнозернистыми песчаниками имеют проницаемость выше почти в семь раз: до 20 мД. Кроме того, нередко пласты сильно заглинизированы, карбонатизированы, что затрудняет интерпретацию данных скважинных геофизических исследований. Неудивительно, что в 80‑е на скважинах при пробной эксплуатации получили низкие дебиты и накопленную добычу на скважину. Учитывая, что группа ачимовских пластов характеризуется еще и сложным строением и высокой степенью расчлененности разреза, дальнейшую разработку этих пластов c помощью имеющихся на тот момент технологий признали нецелесообразной.

К началу нового века способы повышения нефтеотдачи значительно усовершенствовали: активно развивались технологии бурения горизонтальных скважин и проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), большеобъемного ГРП, разрабатывались новые методы заканчивания скважин и интенсификации притока, широкое распространение получила технология зарезки дополнительных боковых стволов. Инновации решили большую часть проблем, которые возникли при пробной разработке ачимовки, и позволили получать рентабельные дебиты со скважин, пробуренных на отложения этого горизонта. Вернулись к этому направлению и в «Ноябрьскнефтегазе» — начиная с 2000 года, на Ярайнерском месторождении началась опытная эксплуатация одной из залежей. Однако дальнейшего развития проект вновь не получил: на балансе предприятия находилось множество нетронутых неокомских залежей, гораздо более рентабельных в разработке.

Ресурсы для второй жизни

Сегодня для западносибирских месторождений настали трудные времена: большинство из них давно миновали пик, добыча падает, на открытие новых крупных залежей легкой нефти практически не приходится. Поэтому вполне логично, что взгляд геологов вновь обратился к трудной ачимовке. В 2013-м и 2014-м на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» пробурил восемь горизонтальных скважин на пласт Ач с применением многостадийного ГРП. Все скважины за первый месяц эксплуатации продемонстрировали довольно высокий средний дебит: около 110 куб. м/сут. по жидкости и 53 тонн/сут. по нефти. На этих участках средний текущий дебит нефти с неокомских пластов тогда не превышал 20 тонн в сутки.

СПРАВКА:

Ачимовские пласты выделил в 1959 году выдающийся российский ученый-нефтяник Фабиан Гурари. Он первым начал изучение этих образований в Обско-Иртышском междуречье. Ачимовская толща (пачка) — невыдержанные как по площади, так и по разрезу линзовидные песчано-алевритовые пласты, залегающие в основании неокома. По возрасту ачимовские пласты относят к берриасу и частично раннему валанжину. Модель строения и генезис ачимовской толщи до настоящего времени остаются дискуссионными. В отличие от распространенной повсеместно баженовской свиты ачимовские пласты встречаются лишь на некоторых месторождениях. В частности, они широко распространены в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

На двух других скважинах Вынгапуровского месторождения в 2014 году провели зарезку боковых стволов на Ачимовские пласты. После проведения геолого-технических мероприятия (ГТМ) стартовый дебит нефти на скважинах составил 31–35 тонн в сутки. Опыт признали успешным, и сейчас рассматриваются варианты применения этой технологии на других участках Вынгапура.

Вообще, вовлечение в разработку объектов, добыча на которых ранее считалась нерентабельной, стало в последнее время одной из важнейших тенденций развития «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза». Бурение Ачимовских пластов вели и на одном из старейших месторождений предприятия — Карамовском. Здесь переиспытали разведочную скважину 392Р. После ГРП скважина дала 20 тонн/сут. нефти и 35 куб. м/сут. жидкости. Сейчас среднесуточный дебит этой скважины — около 16 тонн нефти. Получив положительный результат, геологи подсчитали запасы этой залежи и поставили на баланс, по категории С1 — более 6 млн тонн (из них извлекаемые — более 1,5 млн тонн), С2—24,5 млн тонн (извлекаемые 6,5 млн тонн).

Работа по вовлечению в разработку пластов Ачимовской толщи в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» продолжается. Сейчас сотрудники предприятия совместно с геологами научно-технического центра «Газпром нефти» составляют программы доразведки и вовлечения в разработку этих запасов как при помощи бурения новых скважин, так и с помощью зарезки боковых стволов.

На Карамовском месторождении в ближайшее время планируется провести поиск ранее не изученных залежей и уточнить границы известных. Доразведка позволит снизить геологические риски, к которым ведет низкая степень изученности второстепенных пластов, и существенно прирастить запасы. Сейчас начальные извлекаемые запасы ачимовских отложений на Вынгапуровском месторождении оценивают в 3,5/5,7 млн тонн нефти (по категориям С1/С2), на Новогоднем — 5,8/0,8 млн тонн, на Ярайнерском — 2,9/1,1 млн тонн и на Карамовском — 1,6/6,4 млн тонн. Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти в залежах ачимовских пластов «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» составляют 13,8/14 млн тонн нефти. В планах геологов за 2015 год прирастить запасы ачимовской нефти по категории С1 еще как минимум на 1 млн тонн.

Сравнительные характеристики Ачимовских и неокомских пластов в Ноябрьском регионе

www.gazprom-neft.ru

Методологические подходы к построению базового уровня добычи нефти. Основные принципы и показатели технологической эффективности ГТМ - НИР

С момента разработки методических указаний ОАО «ЛУКОЙЛ» «Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов» МУ-01-001-01» (далее «МУ Лукойл 2001») прошло 15 лет. В то же время после 2001 года появилось много методик по оценке технологической эффективности ГТМ, в том числе, потокоотклоняющих технологий (далее ПОТ), применяемых в различных нефтяных компаниях и отраслевых институтах. Основная задача настоящего отчета – проанализировать существующие методики оценки технологической эффективности ПОТ, выявить их положительные стороны, которые могут быть положены в основу новой создаваемой методики для ПАО «ЛУКОЙЛ». Методологические подходы к построению базового уровня добычи нефти, при которых обычно используются экстраполяционные методы. Однако в последние годы в литературе появились и другие альтернативные подходы к построению базового уровня добычи нефти, которые имеет смысл обсудить. Авторы некоторых методик расчета базового уровня добычи нефти, при оценке эффективности ГТМ (в том числе, ПОТ), наряду с характеристиками вытеснения, предлагают использовать гидродинамические, имитационные или эволюционные модели. Проанализированы показатели технологической эффективности ГТМ в частности: определение эффекта ГТМ по постоянному базовому дебиту, определение эффекта ГТМ по кривым падения, по кривым обводнения. Так же проанализируем методологические подходы «эффекта по обводненности» и его интерпретация. При определении прироста извлекаемых запасов нефти в существующих методических руководствах по оценке эффективности ГТМ нередко эффект за счет снижения обводненности отождествляется с увеличением конечной нефтеотдачи пласта, называя его «эффектом по нефтеотдаче». Это обосновывается тем, что при снижении обводненности продляется срок достижения предельной обводненности, при которой прекращается рентабельная эксплуатация скважин, и за этот период добывается большее количество нефти, в том числе из ранее не участвующих в фильтрации пропластков и зон пласта. Это обоснование не всегда правомерно, тем более, если снижение обводненности продукции сопровождается уменьшением отборов жидкости, то есть отрицательным «эф¬фек¬том по интенсификации». Такие случаи характерны, например, при ПОТ, изоляции высо¬кообводненных интервалов пласта, отключении высокообводненных скважин и др. Фактически полученная в результате проведения ГТМ дополнительная добыча нефти это основной показатель эффективности ПОТ, который оценивается рассчитываемым «эффектом ГТМ», равным сумме эффектов за счет изменения обводненности и за счет интенсификации отборов жидкости, или с учетом изменения коэффициента эксплуатации скважин – «общим эффектом». Проанализированы основные принципы расчета эффекта ГТМ в нагнетательных скважинах, а именно: расчет эффекта ГТМ, выбор реагирующих скважин, выбор окружающих скважин. При расчете эффекта ГТМ по каждой реагирующей скважине с последующим суммированием эффекта, из всей области дренирования будут выбраны только скважины с положительным эффектом. Скважины с отрицательным эффектом ГТМ будут исключены из расчета. Рассчитанная таким образом дополнительная добыча нефти за счет ГТМ в нагнетательной скважине будет значительно выше фактически полученной дополнительной добычи нефти.

istina.msu.ru