МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОШШЛЕННОСТИ

Ордена Ленива производственное объединение "Татнефть" ив. В.Д.Иаиина

й«дп. jr*> _v    УТВЕРЖДАЙ

*:jCX. геолог НО "Татнефть"

;    •--P.X.Mi/слимО-В

¹ $^и    ,    i98?r.

МЕТОД ОГРАНИЧЕНИЯ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, ВСТУПИВШИХ В ПОЗДНЮЮ СТАДИЮ РАЗРАБОТКИ РД 39 -О T'l 70 35 -22S - 87-р

'НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН Всесоюзный нефтегазовый на^чно-йсследов5_{ТвЛьскйа} ипсти'цуто» (ВНИИ)

Ответственные исполнители:

За, .директора ВНИИ

Заа-отдаи.    ц    ^    г*_Лчшт,

Зав .лабораторией -- Sj с^с - V ,,    „

.. .у‘    _ и.и.Лаптев

Нарек .сотрудник    Р.слрефу,,,,»

РИШШДИЙ ДОКУМЕНТ

Метод ограничения попутно добываемой воды ш нефтяных месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработка

РД 39-0I47035-229-87-P

Вводится впервые Приказом производственного объединения "Татнефть*

Р от

Срок введения установлен с 10.01.89 Срок действия до IO.OI .91

Настоящий руководящий документ включает в себя методику определения количества дополнительных (резервных) скважин на основе интегральной оценки неоднородности объекта разработка с рекомендацией разбуривать часть из них на поздней стадии разработки с тем, чтобы иметь возможность отключать из экспщуа-тецин наиболее внсокообводненные добывавшие сквванны без снижения объема добычи нефти и конечной нефтеотдачи при существенном снижении объемов попутно добываемой воды»

Документ разработан на основе анализа процессов разработки более 20 объектов эксплуатации Татарской АССР, находящихся на поздней стадии, обводненность продукции по которым превысила 8Q&, а доля добычи нефти составила около 0,в - 0,9 от начальных извлекаемых запасов»

Документ в части определения количества дополнительных скважин может быть использован при проектирования разработки, а в целом, включая и вопросы отключения скважин, предназначен для геологических служб, занимающихся текущей эксплуатацией нефтяных месторождений.

10

менять систему разработки залежи с целью поднять эффективность заводнения. Это достигается в основном бурением дополнительных скважин, так как другие известные и доступные методы повышения охвата пласта закачиваемой водой не могут коренным образом изменить картицу обводнения, складывающуюся в процессе разработки залежи.

Дея интегральной оценки макро- и ыикронеоднородности месторождения, находящегося в разработке на стадии составления уточненного проекта введем так называемый коэффициент объемной неоднородности -Я. Алгоритм его определения достаточно прост и сводится к следующему.

I. Цусть необходимо приступить к работам по проектированию разработки объекта, когда средняя обводненность добываемой продукции составляет уже Вц» * 15 * 2Q5. Обычно к этому времени на объекте разработки завершается внедрение основных технологических процессов, предусмотренных первоначальным проектным документом (технологической схемой или проектом), фи меньших значениях ВфСпри бф < 15*2($) подучаемая информация о неоднородности объекта на основании коэффициента является недостаточной для принятия инженерных решений. Величина обводненности 15 * 2С0& определена для условий разработки объекта с поддержанием пластового давления цутен вцутриконтурного заводнения.

По данным первоначального проектного документа, который в дальнейшем будем называть исходным проектом, по выбранному для внедрения варианту определяют по годам проектный текущий коэффициент нефтеотдачи по формуле:

Cd ~ —Q—jj-    , доли ад. (I)

где Оть - извлекаемые запасы нефти, т; Qwc - проектная

II

добыча нефти в i году, т;    - проектный текущий коэффициент

нефтеотдачи в L году.

По данным того же проектного документа определяют по годам проектную обводненность продукции по формуле:

Z(Q*<i-Q«_fi}

^{Вй =} f w ~    ^<2)

где Qxit - проектная добыча жидкости в i году, т; Bii -проектная обводненность продукции в i году, %.

Зная извлекаемые запасы нефти по (I), (2) определяют величины проектного текущего коэффициента нефтеотдачи и проектной обводненности добываемой продукции в виде дискретной по годам зависимости В»е- в,_£«).

2.    За период разработки объекта между составлением исходного и уточненного проектов определяют фактические промысловые данные по добыче нефти и жидкости. Зная извлекаемые запасы нефти, по (I), (2) определяют величины фактического текущего коэффициента нефтеотдачи и фактической обводненности продукции в виде

дискретной по годам зависимости 5г*В_а(^).

3.    Строят графики подученных зависимостей В* П?) и Вя = В₂ (2) Ссм.рис.2).

По оси ординат откладывают фактическую величину обводненности продукции объекта В<р на дату составления уточненного проекта разработки. Через точку £<р проводят прямую, параллельную оси абсцисс, которая пересекает графики    и

Ъг~Ь (Z) в точках, соответствующих некоторым значениям текущих коэффициентов нефтеотдачи и 2* .

4.    Определяют коэффициент объемной неоднородности объекта разработки Я при заданном отношении вязкости нефти и воды jbjpn

Рио.

и первоначальной геометрии расположения добьшавзвп; и нагнетательных еюлшин по йорцуяе:

сз)

Определение коэффициента можно производить на етадии составления любого из проектов разработки. Требуется только» чтобы на начало составления проекта соблюдались следующие три условия: фактическая обводненность продукции объекта была бы больше 1%\ имелся предшествующий проект разработки и определенное время внедрения его рекомендаций.

Ее личина коэффициента объемной неоднородности    может

принимать различные значения (J2.*s i, X>fi) „

Скучай Л,

Бели Л < 1 , то это означает» что в исходном проекте не учтена в полной мере фактическая неоднородность объекта раз-

хз

работки* Запроектированная и внедренная система скважин ье удовлетворяет условиям полноты дренирования объекте разработки* сетка скважин должна быть уплотнена путе?з бурения и ввода в эксплуатацию некоторого количества дополнительных скваткк* Одной на причин, отсшщгк X до малых значений, может оказаться неправильное выделение объектов разработки, т,е. включение в одни объект большого числа пластов с резко отличными свойствами коллекторов и флюидов о Причина и могут быть ошибочная индексация яшаетоп в разрезав скважин из-за плохой отбивки реперного горизонта ч слабое знание коллекторских свойств по пластам* Чтооы ъ определенной мере избежать этого* в РД по составлению проектов ггаобходиао внести дополнение с треОовешсм предусматривать в и*рвоначш»шх проекта;: разработки сетку контрольных скважин дт обязательного и» по возможности, полного отбора керна, а тгнле сетку контрольных скважин для отбивки реперного горизонта*

Случай X “ i

Анализ разработки длительно находящихся в оксг/луатоцшг месторождений показывает, что если коэффициент X близок к единице, то объект разработки или достаточно однороден или его неоднородность достаточно хорошо учтена при составлении предыдущего проекта, а сетка скважин удовлетворяет с точки зрения охвата объекта заводнением* йныш словами, при Л-i принятая при предыдущем проектировании система расположения скважин достаточно полно охватывает воздействием все участки объекта как по простиранию, так и по толщине* В этом случае количество и принятая система расположения скважин не должны подвергаться существенно^ изменению*

Случай JL**

Если коэффициент объемной неоднородности объекта А больше единицы, то это означает* что объект "переборен*, Иными словами, количество скважин, разбуренных на объекте, излишне, Б этом случае бурению на объекте подлежат дополнительные скважины только взамен скважин, ликвидированных или переведенных в другие категории по техническим причинам.

Из формулы (I) видим, что на точность определений проектного и фактического коэффициентов текущей нефтеотдачи, а равно как и коэффициента Л (см*форцулу (3)), существенно влияет точность подсчета запасов нефти. Например, если подсчитанная и принятая для проектирования величхша извлекаемых запасов нефти окажется заниженной по сравнению с действительным значение» то обводненность залежи во времени будет происходить как бы с запаздыванием по сравнению с проектными данными, т.е* при меньших значениях обводненности будем иметь искусственно завышенные значения текущей нефтеотдачи, что создаст видимость благополучия в разработке залежи. Это приведет к завышению коэффициента объемной неоднородности «Я* и, как увидим ниже, к занижению числа скважин на залежи. В подобном случае после уточнения извлекаемых запасов нефти необходимо вернуться к определению уточненного значения коэффициента Л *

Интегральный характер коэффициента 'Я заключается в том, что он суммарно учитывает влияние всех видов макро- и микронеоднородности пористой среда и насыщающих ее флюидов и степень оптимальности расположения скважин в предыдущем, используемом для определения & , проекте разработки.

Комплексная сценка неоднородности систеш пласт - флюида -

15

скважины посредством показателя обводненности во времени является единственным возможным путем получения интегральной количественной характеристики изменчивости всех параметров залежи* Заметим еще раз* что закачиваемая вода является своеобразным индикатором, показывающим неоднородность пластовой системы в целом.

2*3* Зависимость общего количества добывающих и нагнетательных скважин о* коэффициента объемной неоднородности объекта

Для определения общего количества добывающих и нагнетательных скважин на объекте разработки* которое необходимо разбурить с целью полноты охвата коллекторов заводнением, может быть использована зависимость;

а4- a, Vi ({- Щ    , скв.    (4)

где Ml ~ общее количество добывающих и нагнетательных скважин, необходимое для рациональной разработки объекта за весь срок выработки запасов нефти; t/i - количество добывающее и нагнетательных скважин* запроектировавши к бурению на объекте исходным проектом за весь срок выработки запасов нефти; - коэффициент объемной неоднородности объекта* определяемый по формуле (3); Ct и 4 - постоянные коэффициенты» При этом количество дополнительных скважин определяют по формуле:

&//=    *    скв*    (5}

Выбор местоположения дополнительных скважин, количество которых определено по формулам (4)* (5), рекомендуется производить по избирательному принципу.

16

По данным разработки большого числа объектов с первоначальной плотностью сетки скважин 40-50 гя/скв, зе период времени от начала разработки до достижения по ним средней обводненности продукции &(р = I5-2QS для коэффициентов V и "В 'зависимости (4)

_ч    Л *

были получены следующие значения: О. « 4,32; и «0,77*

Достоверность определения количества л/_г добывающих и нагнетательных скважин, необходимых для рациональной разработки запасов нефти, по зависимости С4) покажем на примерз двух объектов разработки Татарии: Бондшского нефтяного месторождения и Куакбашской площади Ромашкинского нефтяного месторождения.

Бокдюжское нефтяное месторождение l&<i) приурочено к юго-восточному склону северного купола Татарского свода. Лромьпыенно-нефтеносныыи на месторождении являются породы пашийского и ш-новского горизонтов. Терригешые породы этих горизонтов представлены рыхлыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Залежь нефти характеризуется высокой неоднородность», что связано с шогоплестовостью его строения по разрезу и невыдержанностью по площади. Коэффициент расчлененности в среднем равен 6,3, На кестрождения выделены пять продуктивных пластов.

Т    Т    р

Среди них пласты Д^ Д£ кыновского горизонта и пласты Д|, Д|,

Д| пашийского горизонта. Пласты представлены высокопродуктивными песчаниками. 3 ряде случаев зональные интервалы того или иного пласта представлены неколлекторами. Средняя отметка ВНК по месторождению равна 1464,8 м. Общая суммарная толщина кыновского Д^ и пашийского горизонтов изменяется от 9,6 до 41,0 ы, среднее значение ее равно 30,5 и, средневзвешенная толщина равна 27,3 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 9,9 м. Пласт ^ имеет хорошую коллекторскую характеристику. Средняя пористость его равна 20,8S, а проницаемость

17

665 ыДарси*

Пласт Дт пшгайских отложений по своей литолого-фациальной характеристике близок к кшовскому пласту В отличие от пласта пласт д| в большинстве скважин представлен одним пропластком и только в небольшом числе скважин он разделяется на два пропластка* Пласт Д-[ обладает хорошим коллекторскими

свойствами* Пористость равна 21,]#, проницаемость * 620 мДарси*

2    Т

Пласт Д| по сравнению с пластами и Д| фациально более

изменчив. Состоит большей частью из двух и даже трех пропластков*

Зачастую наблщаются зоны слияния с нижним пластом Д®. Пласт

о

также обладает хорошими коллекторский свойствами, пористость в сродном равна 20,2$, проницаемость - 466 мДарси.

Пласт характеризуется наибольшей литологической изменчивостью, Почти во евех скважинах пласт является монолитным. Средняя пористость 20,9$, проницаемость - 512 ыДарси. Около 50$ нефти содержится в водно-нефтяной зоне пласта Д|> Оценивая литолого-фациальнуй характеристику пшшйско-квдовсхих отложений Бондюжского месторождения можно отметить следующее:

1.    Продуктивные пласты мокко разделить на две пачки* Верх-

т

няя, вкяючаадая пласты ^ и состоит в основной из песчаников, характеризующихся значительной толщиной и хорошими коллек-

Г

торсхида свойствами* Отдельно выделяется пласт , отличающийся плохими коллекторскими свойствами*

2.    При значительной расчлененности каждого из пластов на два, а иногда и три пропластка, больную роль играют многочисленные слияния пластов*

В целом пашийско-кшовские продуктивные пласты Бондюжского месторождения отличаются от аналогичных пластов хорошо изученного Ромашсинского местсролщения лучшей коллекторской характеристикой бол^е тесной гидродинамической связью кеиду пластами.

18

По химическое составу нефти Боцджекого месторождения относятся s типу средних (уда вес 0*871) _л Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 4,7 до 6,5 спз и составляет в среднем 5_f8 спз_в Вязкость пластовой вода равна 1*3 т.е* в 4*3 раза меньше вязкости нефти*

Основными факторами* определяющими условия разработки заложи, явились повшенная вязкость нефти, низкая газокасыщэшость к ярко выраженная слоистость и зональная неоднородность продуктивного горизонта*

Пробная эксплуатация первых разведочных скважин на месторождении начата осенью 1958 г, Разбуривание месторождения проводилось относительно интенсивно и в основном было закончено в 1966 году, к этому же времени был достигнут максимальный проектный уровень добычи нефти*

На рис,3 приведены характеристики вытеснения нефти водой* необходимые для определения коэффициента объемной неоднородности

X *

В 1970 г. обводненность продукции Еондшского месторождения составила ЗС#« Для определения количества добывающих и нагнетательных скважин* необходимых для его рациональной разработки на весь срок выработки запасов* использована формула (4)* Согласно алгорит7<у определения коэффициента объемной неоднородности Л при В = 2Q5G находш* что фактическая текущая нефтеотдача *1% « 0,2, а текущая нефтеотдача по предыдущему проектному документу 2г 0,215*. По (3) определяем, что дггёП^ *0,9$

Исходный проектный доцент 1968 года предусматривает буре-» яие ка Еондшгком ыесторсадешт К 1935 г_# 215 скважин, т»е* имеем* что V * 215»

19

БД

Fac.3, Характеристики вытеснения нефти водой по Вогщтскоыу нефтяному месторождению, построенные: I - по данным анализа разработки 1968x4; 2 - по фактическим данным.

Тогда по (4) определяем, что

л4 « 1,32 «5/5 (l-q77*0,95) - 264

Анализ фонда добывающих и нагнетательных скважин по Бон-дшкжому месторождению по состоянию на конец 1985 г* показал, что на объекте разбурено к этому времени 305 скважин. Из них ликвидировано сразу после бурения 14 скважин и I сквашна находилась в ожидании освоения после бурения» Таким образом, в разработке месторождения с начала его эксплуатации и до 1985г, участвовали £90 добыващих и нагнетательных скважин*

Для условий нефтяных месторождений Татарии с учетом особен-

20

ностей изменения добычи нефти из скважин в зависимости от ге-ологофизических характеристик пластов и состояния выработан-яоети запасов обоснован минимальный экономически рентабельный размер добычи нефти на одну добив шощую еквэжнку, который составляет 7000 т. По Бондккскому месторождению среди общего ко-ячества добывающих скважин, ликвидированных в процессе разработки или переведенных в пьезометрические шш контрольные» насчитывается 12 скважин» средняя добыча нефти ш которым за все время их эксплуатации составила менее 7000 т* Среди ликвидированных нагнетательных скважин, не внесшх существенного вклада в заводнение пластов, имеются 3 скважины: при средней закачке вода на одну нагнетательную скважину, превышающую I шн*м³ вода, закачка во каждой из них за все время работы составила менее 100 тыс*ы³й Таким образом» можно считать* что в разработке Вокдшского нефтяного месторожден я с начала его эксплуатации и до 1985 г* эффективно участвовало около 290-12-3-275 добывающих и нагнетательных скважин*

Если за эталон количества скважин» необходимых для эффективной разработки месторождения, взять 275 добывающих п Нагнетательных скважин, то абсолютное и относительное отклонения количества скважин (по исходным данным 1968 года) составляет й = 60 скв* и $ ~ 21»9£_в Соответствующие отклонения количества скважин, определенного по формуле (4), составляют при этом II скважин и Отсюда видно, что по формуле (4) можно достаточно обоснованно определять общее количество скважин на перспективу*

Вторым объектом разработки для сравнения вычисления количества скважин по формуле (4) примем Куакбашскую площадь Ронаш-ханского нефтяного месторождения (случай X >i }*

3 ___ ____ _ Продолжение тайлД

I 1 г I 3 1 4 Ю. Ромашкиискал площадь 60 73 83 Миннябаевская площадь S3 71 81 Куакбапская площадь 52 70 80 З.Легашогорская площадь 48 72 82 Чшшинекея площадь 42 76 86 Тавдасярская площадь 41 75 85 В.Судеевская площадь 39 72 82 Алькеевекая площадь 39 72 82

По 10 рассмотренным объектам относительное количество попутно добытой вода при отборе последних I0& извлекаемых запасов нефти составляет в среднем 50,б£.

Отбор больших объемов попутной веда существенно снижает технико-экономические показатели разработки месторождений на поздней стадии их эксплуатации за счет того, что возрастают объем и трудоемкость работ по добыче, сбору и транспорту продукции скважин, по обезвоживаний и технологической подготовке нефти и по утилизации воды.

Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии юс эксплуатации с высокими технико-экономическими подавателями является важнейшей задачей нефтепромыслового дела. Одним ив основных путей решения этой задачи является сокращение объемов отбора попутной воды при условии сохранения и даже увеличения текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи. Выдача рекомендации, внедрение которой позволит существенно снизить объемы отбора попутной воды, является целью составления настоящего РД.

4

Учитывая, что все мероприятия по ограничению водопрнтоков связана и зависят от фонда действующих не объекте разработки скважин, в РД изложена методика по определению количества дополнительных скважин. При атом вопреки общепринятому мнению, что дополнительное бурение, если оно необходимо, должно быть завершено за основной период разработки, рекомендуется часть дополнительных скважин разбуривать в поздний период эксплуатация объекта с тем, чтобы не снижая добычу нефти и конечную нефтеотдачу, иметь возможность отключать наиболее высокообводненные добывающие скважины. Методика может быть использована как при обосновании объемов дополнительного бурения при текущем управлении равработкой, так и при проектировании разработки»

Применение рекомендаций настоящего РД касается нефтяник залежей и месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. При этом под "поздней стадией разработки" объекта следует понимать, что выработанность извлекаемых запасов нефти § по нещу составляет 8Q& и вше, а темп роста текущего водонефтяного фактора W в зависимости от выработанности запасов § достигает и превышает 0,5 ^/£. Темп роста текущего водонефтяного фактора определяют как

где t», - индексы времени определения водонефтяного факто-

На рис.1 приведены графики изменения основных показателей разработки Читинской площади Ромашкинского месторождения,

Из рис.1 видим, что график изменения текущего водонефтяного фактора (кривая 6} примерно при 82-84$ использования запасов, что по времени приходится на 1982-1984 г.г., имеет явно

Рис. I. Графики изменения основных показа-■гелей Читинской площади Роишв^н» ского ыесторовдения:

1    - годовая добыла нефти Qw ;

2    - годовой отбор жидкости Qa ;

3    - годовой отбор попутной вода Q_a ;

4    - средняя весовая обводненность й |

5    - средний дебит аидкостн ^ ;

6    - текущий водонефтяной фактор W „

6

выраженный перегиб, в области которого теш роста текущего водонефтяного фактора в зависимости от выработанности запасов составляет около 0,5 ^ГД.

Таким образом, можно считать, что Чишшнская площадь Ро-ыашкииского месторождения находится на поздней стадии разработки примерно с 1982 г.

2. 01РЕДЕЯЕНЖ КСШЯЕСТВА ДОПОЛНИТЕЯЫШ

скв/шин

2.1. Вводные замечания

За последние 30 - 40 дет накоплен большой фактический материал по внедрению технологии заводнения пластов в различных геолого-физических условиях. Обобщение этого материала позволило дать ответ на многие спорные вопросы проектирования и осуществления на практике различных модификаций заводнения. Тем не менее, в нефтяной науке и практике до настоящего времени нет однозначного ответа на вопрос: каково должно быть оптимальное количество скважин на объекте разработки?

Изучение распределения нефгеводонашценности продуктивных пластов длительно разрабатываемых залежей показывает, что оптимальное количество скважин на залежи зависит от множества факторов, в частности, от геолого-физической макронеоднородности объекта разработки, от физических свойств и химического состава насыщающих его флюидов, от капиллярных эффектов, происходящих в сложной химически я геометрически микронеоднородной пористой среде н ряда других. В связи с этим возникает необходимость достаточно строго и доступно с инженерной точки зрения, а зна-

о

чат интегрально оценить микро- и макро- неоднородность объекта разработки о учетом всех ее разновидностей и их влияния на конечный результат разработки. Анализ разработки большого числа месторождений показывает, что таким всеобъемлющим показателем может быть характеристика обводнения залежи во времени.

Вода при движении по пласту играет роль индикатора, чутко реагируя на все виды макро- и ыикронеоднородности во всем объеме пласта, включая пространство между разбуренными скважинами.

Сущность описанной ниже методики заключается в использовании особенностей движения воды как “массового индикатора" при разработке месторождения путем заводнений дня интегральной оценки неоднородности и определения ее влияния на количество скважин на залежи за весь срок ее разработки.

Одной из важнейших задач проекта разработки нефтяного месторождения является определение оптимального количества добывающих и нагнетательных скважин и их расположения на залежи» Высокая эффективность разработки нефтяных месторождении достигается лишь з том случае, когда пробурено оптимальное количество скважин и расположены они с учетом особенностей геологического строения объекта. Излишне пробуренные скважины повшают себестоимость добываемой нефти в течение всего времени разработки и приводят к неоправданным дополнительным капитальны» вложениям. Недостаточное количество скважин на объекте разработки и их размещение без учета сособенностей геологического строения этого объекта приводит к снижению конечной нефтеотдачи продуктивных пластов, уменьшению тегущай добычи нефти и более интенсивному росту обводненности продукции залежи. в процессе разбуривания и разработки залежи по мере накопления информации о геологическом строении пластов можно осуществить

8

рациональное размещение дополнительных (резервных) скважин с учетом неоднородности строения пластов, то с определением оптимального количества скважин, необходимого для рациональной разработки, вопрос обстоит гораздо сложнее, В этом основном вопросе разработки нефтяных месторождений до сих пор нет единого методического подхода.

Количество скважин, необходимое для рациональной разработки рлееторощдения, зависит от неоднородности этого объекта. Йз-за незнания истинной картина неоднородности на начальной стадии разработки на последующих стадиях приходится бурить дополнительные скважины. Количество дополнительных скважин зависит от достоверности наших аканий об объекте разработки на первоначальной стадии проектирования.

Во всех применяемых методах неод нород ность объекта разработки оценивают по данным бурения скважин, отбора и исследования керна, а также по результатам геофизических и гидродинамических исследований» Описанные в литературе и применяемые на практике методические приеш tie позволяют определить количество дополнительных скважин с необходимой точностью. Лучших результатов по точности определения количетсва дополнительных скважин можно достичь при интегральной оценке неоднородности объекта.

2.2» Оценка неоднородности объекта

разработки по показателю обводненности продукции

Для оценки неоднородности объекта разработки в целом, включая изменчивость параметров коллектора и насыщающих его флшдов з меяекзажинном пространстве, прелагается использовать

s

закономерность обводнения залежи (закономерность изменения обводненности продукции залей). Определение дополнительного количества скважин по изложенной ниже методике должно производиться на том этапе разработки;, когда обводненность продукций залежи достигает 15 •&■ 2С$, Как показывает практика разработки нефтяных, месторождений, представленных неоднородными пластами, при такой величине обводненности траектории появившихся в скважинах частиц води пронизывают достаточно полно объеш дренируемых пластов, включая большую часть объемов пластов между скважинами с присущими им видами неоднородности.

Сущность предлагаемого способа оценки неоднородности объекта разработки по показателю обводненности продукции заключается в соспоставяении модельной(проектной) зависимости, характеризующей обводнение залежи в функции от текущей нефтеотдачи “ Si (?) > и аналогичной фактической зевисшости Вь-Ва (2) . где 8 - обводненность, 2 - текущая нефтеотдача. Сопоставление зави

ся* как;

-    идут ли пластовые процессы по вытеснению нефти водой так, как это было предусмотрено проектом разработки к

-    будет ли в принятой системе разработки достигнут проектный конечный коэффициент нефтеотдачи.

.Бурение большого количества дополнительных скважин наддан-тельно разрабатываемых объектах обусловлено тем, что на практике при достижении одной и той же величины текущей нефтеотдачи обводнение идет значительно быстрее; чем предусматривалось проектами. Это означает, что при данной плотносш сетки скяяжци я их расположении на объекте низок охват пласта наводнением. Чтобы обеспечить проектные показатели, приходится существенно на-