Исследование эффективности нестационарного воздействия на коллекторы двойной пористости

Оглавление

Введение 1

Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты 3

Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения 5

Причины неравномерности продвижения фронта заводнения и методы его выравнивания 8

Изменение направлений фильтрационных потоков 11

Форсированный отбор жидкости 13

Исследование эффективности нестационарного воздействия на коллекторы двойной пористости 32

Заключение 41

Список литературы 44

Введение 

В последние  годы существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных  пластов современными, промышленно  освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний  день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской  Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов  составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры  запасов нефти и применяемых  методов разработки.

Остаточные  или неизвлекаемые промышленно  освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов  нефти в недрах

Рис.1 Мировые запасы нефти

Применяемая система заводнения не всегда учитывает  особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением  по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений  характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными  темпами отбора нефти и большим  объемом попутно-добываемой воды.

В связи  с этим важным направлением повышения  эффективности разработки трудноизвлекаемых  запасов является адаптация известных  и создание новых технологий воздействия  на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь  для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Основные особенности  процесса нестационарного воздействия на пласты

Итак, рассмотрим основные особенности процесса нестационарного  воздействия на пласты.

Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических  способов увеличения нефтеотдачи и  сокращения удельных расходов воды на добычу нефти.

Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами:

• гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;
• капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

Наиболее  эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов  с хорошей гидродинамической  связью между прослоями, а также  для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими  для вытеснения их с помощью циклического заводнения.

Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные  для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным  образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса.

Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел  широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне  пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая  эффективность.

К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных  и промысловых работ. Учитывая, что  большинство месторождений находится  или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование  и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно  к этим условиям.

Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений  с применением внутриконтурного и законтурного заводнения свидетельствует  о неравномерности продвижения  фронта закачиваемой воды как по толщине  пласта, так и по площади залежи. Следствием этого является малый  безводный период эксплуатации скважин, добыча больших объемов попутной воды, а это, в свою очередь, требует  увеличенных мощностей по закачке  воды и подготовке нефти.

Циклическое заводнение с переменой направления  фильтрационных потоков (нестационарное заводнение) является одним из наиболее доступных и эффективных методов  разработки нефтяных месторождений.

Поэтому назначение технологического процесса - регулирование выработки нефтяных залежей путем установлении такого режима работы нагнетательных скважин, при котором перемещение водонефтяных и газонефтяных контактов обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов  и снижение объема добычи попутной воды.

Область применения - нефтяные месторождения, разрабатываемые с поддержанием пластового давления путем разрезания залежей на блоки.

Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой  информации, но, несмотря на достаточный  опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма  предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

Для реализации нестационарного воздействия необходимо выполнить классификацию объектов разработки, на основе методики критериального выбора объектов, для эффективного использования данного метода.

Суть  методических положений о критериальном  выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего  осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.

Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и  послойная неоднородности, степень  выработки запасов, то более эффективное  проектирование и реализация нестационарного  заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик  предполагаемого объекта.

Вначале все имеющиеся объекты делятся  на три условных группы с различной  степенью песчанистости – менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого  анализируется степень послойной  неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки  запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом  участке, которая варьируется от 0 до 1.

Проведение  анализа, систематизации и классификации  объектов разработки для определения  пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывается на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

При первоначальном анализе объектов разработки учитывается  размер залежи, наличие системы ППД  и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые  скважинами имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации  не учитываются.

По результатам  анализа геолого-физических характеристик  и проведения классификации объектов разработки месторождений по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты можно разделить на 4 степени предпочтительности:

- высокая  категория предпочтительности (0,6- 1)

- средняя  категория предпочтительности (0,4 - 0,59)

- низкая  категория предпочтительности (0,15 - 0,39)

- не пригодные  для нестационарного заводнения

Выбор участков для реализации нестационарного  заводнения осуществлялся на основании  анализа сложившейся системы  разработки, карт текущего состояния  разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

Эффективность реализации нестационарного  заводнения напрямую зависит от правильного  определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней  проницаемости участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой  информацией, включая данные ГДИ  и исследования кернов. На основании  полученных данных рассчитываются средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах данного участка.

На период проведения нестационарного воздействия  необходимо проведение расчетов среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранный участок. При  этом исходят из условия, что все  скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки будут  работать с предположительно максимальной за период предшествующего года приемистостью, и объемы закачиваемой воды не будут  превышать их средний уровень  в "доциклический" период. С этой целью определяется среднемесячная закачка, минимальная, среднемесячная и максимальная приемистости по каждой нагнетательной скважине, входящей в опытный участок.

Причины неравномерности продвижения фронта заводнения и методы его выравнивания

1. Фронтом нагнетаемой воды (фронтом заводнения, фронтом вытеснения) считают границу вода-нефть, на которой нефтенасыщенность пласта равна первоначальной.

2. Неравномерность продвижения вытесняющей воды по толщине пласта обусловливается в основном слоистой неоднородностью продуктивных пластов. Неравномерность же фронта продвижения воды по площади вызвана неблагоприятной геометрией потоков, характерной для точечного (в плане) расположения нагнетательных и добывающих скважин, зональной неоднородностью строения пласта. Неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и воды усугубляет неравномерность фронта вытесняющей воды как по толщине, так и по площади.

3. Опережающий  прорыв нагнетаемой жидкости  к забоям добывающих скважин  (языки обводнения) происходит по  высокопроницаемым зонам и по  кратчайшему пути от близрасположенных  нагнетательных скважин, так как  именно здесь градиенты гидродинамического  давления максимальны. Выработка  же малопроницаемых участков  пласта, промежуточных зон в районе  нагнетательного и стягивающего  добывающего рядов отстает, образуются  целики нефти, что ведет к  быстрой обводненности добываемой  продукции и снижению коэффициента  нефтеотдачи, поэтому в процессе  разработки залежи необходимо  регулировать фронт продвижения  закачиваемой воды.

4. Для регулирования  фронта продвижения закачиваемой  воды применяются различные способы:

разрезание  залежи посредством освоения скважин  под закачку в нагнетательном ряду через одну; промежуточные скважины эксплуатируются на нефть и переводятся  под нагнетание воды только после  их обводнения;

разобщение  объекта разработки бурением новых  сеток скважин на малопродуктивные пласты и интенсификация их разработки;

проведение  изоляционных работ в нагнетательных и добывающих скважинах с целью  исключения из эксплуатации наиболее обводнившихся пропластков.

бурение уплотняющих  скважин в недренируемых застойных  зонах и в районе стягивающего добывающего ряда;

изменение режима работы нагнетательных и нефтяных скважин;

добавка в  закачиваемую воду различных загустителей с целью улучшения соотношений  подвижностей и т.д.

5. Перечисленные  способы регулирования, за исключением  изменения режима работы скважин,  очень трудоемки и требуют  значительных дополнительных экономических  затрат. Направлены они на выравнивание  фронта вытеснения, главным образом,  по толщине пласта.

6. Все нефтяные  месторождения Западной Сибири  разрабатываются с поддержанием  пластового давления путем заводнения. Применяется в основном внутриконтурное  заводнение с разрезанием залежей  на блоки. Как показал опыт, для регулирования процесса заводнения  эффективно и применение нестационарного  заводнения (циклической закачки  воды в сочетании с переменой  направления фильтрационных потоков). Выбор технологии нестационарного  заводнения для выравнивания  фронта нагнетаемой воды должен  учитывать конкретные условия  разработка месторождения (залежи), стадию выработки запасов нефти.

7. Механизм  действия циклического заводнения  состоит в следующем. При периодическом  изменении режимов работы скважин  между пропластками возникает  перепад давления, вследствие которого  происходят перетоки жидкостей  из одних слоев в другие, способствуя  внедрению воды в малопроницаемые  пропластки.

8. Физические  основы изменения фильтрационных  потоков заключаются в том,  что на неравномерно заводненной  залежи или ее части по площади  создается такое новое направление вытеснения нефти водой, в результате которого в разработку вовлекаются пассивные, слабодренируемые нефтенасыщенные зоны. Из перечисленных методов регулирования фронта вытеснения изменение направления фильтрации может достигаться созданием новых линий нагнетания, перераспределением закачиваемой воды или отбора жидкости по отдельным участкам, периодической работой групп нагнетательных и нефтяных скважин при блоковых системах разработки.

9. При нестационарном  заводнении одновременно протекают  два процесса вытеснения нефти  из пласта, характерные для методов  циклического заводнения и изменения  направления фильтрационных потоков.  Сочетание их для блоковых  систем разработки создается  строго регламентированным порядком  изменения режима работы нагнетательных  скважин.

Изменение направлений  фильтрационных потоков

Идея  метода высказывалась А. П. Крыловым, Ю. П. Борисовым, М. Л. Сургучевым и др. Впервые он был применен в 1968 г. на Покровском месторождении.

Технология  метода заключается в том, что  закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение  направления фильтрационных потоков  до 90°.

Физическая  сущность процесса состоит в следующем:

во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой;

во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков  достигается за счет дополнительного  разрезания залежи на блоки, очагового  заводнения, перераспределения отборов  и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует  лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие  ряды, комбинация приконтурного и  внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый  уровень добычи нефти, снижать текущую  обводненность и увеличивать  охват пластов заводнением.

Метод более  эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода  разработки.

Форсированный отбор жидкости

Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана.

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи  продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента  давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия  зачастую снижается обводненность  продукции скважин с высокой  базовой обводненностью. Наиболее яркие  результаты получены при анализе  результатов ФОЖ на водоплавающих  залежах.

Форсирование отборов на скважинах  месторождений Западной Сибири выявило  тенденцию снижения обводненности  продукции в результате этого  мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС_5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС₁₂ Майского месторождения; объекты АС₄ и БС₆ Петелинского месторождения, объект БС₁₁ Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП₉ и БП₁₀-₁₁ Тарасовского месторождения. На рис. 2 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС₄ Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов.

Рис. 2. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС₄ Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.

На рис. 3 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП_10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 3 отмечается и обратная закономерность – рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости.

Рис. 3. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП_10-11 Тарасовского месторождения: 1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды

Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где  имеются выдержанные глинистые  перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ).

В настоящее время отсутствует  четкое определение целей и задач  форсированного отбора жидкости. Существует мнение, что форсированный отбор — рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10—20 % и более.

Действительное  положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее  время несравненно хуже, чем 40—50 лет назад. В период широкого распространения и применения во всем мире инновационных технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превышающий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.

При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной  и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными  нефтяными залежами.

При этом было показано, что  при проектировании разработки залежей  нефти средней, повышенной и высокой  вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при  их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный  отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.

Ряд авторов связывает положительное  влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пластов с увеличением  коэффициента вытеснения нефти водой  благодаря действию следующих факторов:

• в гидрофильных коллекторах при увеличении скорости потока происходит вовлечение в разработку капиллярно защемленной нефти;
• в гидрофобных коллекторах в результате увеличения отборов жидкости происходит более эффективный доотмыв пленочно-связанной нефти.

Это объяснение не раскрывает многих вопросов. Общеизвестно, что радиус воронки депрессии на пласт ограничивается несколькими метрами или десятками  метров. Соответственно наибольшее увеличение депрессии на пласт происходит в  этой относительно небольшой зоне, запасы которой не обеспечивают фактических  объемов прироста нефтеотдачи в  результате ФОЖ. Что касается основной части пласта, то возникающие при  разработке нефтяных месторождений  силы, воздействующие на плёночную  нефть при установлении форсированного режима эксплуатации, на порядок меньше тех, которые действуют между  плёночной нефтью и поверхностью породы.

Анализируемую закономерность также можно объяснить  влиянием отложений твердых углеводородов  в призабойной зоне нефтенасыщенных  пропластков. При истечении пластовой  нефти из пласта в скважину в результате резкого снижения давления в перфорационных каналах, особенно при снижении ниже давления насыщения, там откладываются  твердые компоненты нефти: парафины, смолы, асфальтены. В результате этого  в нефтенасыщенных пропластках  увеличивается скин-фактор. В перфорационных каналах водонасыщенных пропластков  при тех же условиях откладываются  соли. Общеизвестно, что механическая прочность солевых отложений  значительно выше, чем у парафино-смолистых, поэтому увеличение депрессии на пласт приводит к более быстрому разрушению углеводородных отложений  и снижению скин-фактора в нефтенасыщенных  пропластках. При всей логичности данное объяснение не объясняет некоторых фактов, в частности качественную обратимость реакции скважины на изменение отборов, заключающуюся в увеличении обводненности продукции при снижении дебита жидкости (рис. 3). Кроме того, сказанное не объясняет тенденцию наиболее ярких положительных результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

Характер динамик обводнения форсированных скважин и результаты факторного анализа позволили сделать предположение о гидродинамической природе этой закономерности. Так анализ динамик обводнения скважин объекта БПю-п Тарасовского месторождения показал, что большинство скважин, реагирующих на увеличение дебита жидкости ростом обводненности, расположены в зонах с повышенным пластовым давлением. С другой стороны большинство скважин, расположенных в зонах со сниженным пластовым давлением, реагируют на увеличение отборов снижением обводненности. Это объясняется достаточно легко.

Объект БПю-п Тарасовского месторождения представляет идеальный  случай для изучения механизма описанного явления. Он состоит из двух пластов БСю и БСп, разделенных выдержанным непроницаемым разделом. Нижний пласт БСп изначально водонасыщен, а разрабатываемый пласт БСю в разрезе большинства добывающих скважин нефтенасыщен и изначально и на момент ФОЖ. Последнее объясняется низкой выработкой запасов и низким пластовым давлением, что обуславливает удаленность фронта закачиваемой воды.

Обозначим базовые забойное давление, дебит жидкости и обводненность  продукции скважины, выраженную в  долях единицы, соответственно Р_заб Q_i и β_i. Давление в водонасыщенной части продуктивного разреза скважины равно начальному Рнач, а в нефтенасыщенной - текущему пластовому Ртек. Тогда базовые депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза равны соответственно:

ΔР_Н1=Р_тек –Р_заб1, (1)

ΔР_В1=Р_нач –Р_заб1, (2)

Пусть в результате ФОЖ  забойное давление уменьшилось до Рзаб₂. Тогда значения кратности увеличения депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза будут равны соответственно:

Количественные оценки показывают, что при значениях начального и текущего пластового давления соответственно 25.8 и 24.0 МПа и при снижении забойного  давления в результате ФОЖ от 16.0 до 14.4 МПа значения кратности прироста депрессии на нефтенасыщенную и  водонасыщенную части разреза составляют соответственно 1.4 и 1.16. Более высокий  прирост депрессии в нефтенасыщенной  части разреза обуславливает и более высокий прирост притока нефти по сравнению с приростом притока воды, что и приводит к снижению обводненности. Тогда формулы для определения новых значений дебита нефти, воды и обводненности продукции после прироста депрессий, согласно формулам (3) и (4), примут следующий вид:

Расчеты показывают, что при указанном  энергетическом состоянии пласта в результате указанного снижения забойного давления, обводненность продукции скважины при базовом ее значении 50 % снизится на 4.6 %, а при базовом значении 80 % - на 3.1 %. Из динамик, приведенных на рис. 2 и рис. 3, видно, что величина фактического снижения обводненности продукции скважин в результате ФОЖ значительно выше. При этом дебит воды вырастает лишь в первое время после ФОЖ (рис. 3), а во многих случаях прирост дебита воды отсутствует, в то время как, согласно формулам (4) и (6), дебит воды при ФОЖ обязательно должен увеличиватся. Помимо этого, многие скважины, отреагировавшие на ФОЖ снижением обводненности, расположены в зонах повышенного пластового давления. Как видим, рассмотренная простейшая гидродинамическая модель, действующая только в случае сниженния пластового давления, не описывает всех процессов, приводящих к снижению обводненности в результате ФОЖ в условиях водоплавающей залежи.