Оценка эффективности по характеристикам вытеснения. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение

4.3 По характеристикам вытеснения

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

Простота применения данного метода прогноза;

Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (V н,V в,V ж).

Успешность использования характеристик вытеснения при определения технологического эффекта от БГС и интенсификации притока нефти обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.

При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.

где Q н, Q н, Q ж – фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости; a, b – постоянные коэффициенты.

Для определения добычи нефти за счет применения ГС по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel).

Рассмотрим подробнее метод Максимова на примере скважины № 1


(4.3.9)

(4.3.10)

Критерий Тейла:

(4.3.11)

Таблица 4.3.1 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

ДАТА Добыча за месяц,т. Добыча накопленная,т.
Нефть Вода Нефть Жидкость
07.08 345 9265 345 9610
08.08 268 9245 613 19123
09.08 257 8600 870 27980
10.08 249 7669 1119 35898
11.08 276 10604 1395 46778
12.08 286 10887 1681 57951
01.09 323 7956 2004 66230
02.09 281 7688 2285 74199
03.09 321 8941 2606 83461
04.09 354 8583 2960 92398
05.09 363 8837 3323 101598
06.09 319 8487 3642 110404
07.09 371 8670 4013 119445
08.09 359 8569 4372 128373
09.09 336 8963 4708 137672
10.09 264 8863 4972 146799
11.09 255 10203 5227 157257
12.09 218 10463 5445 167938

Таблица 4.3.2 Рассчитанные базовые кривые

Дата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Максимов Пост. Нефтесод. Сазонов
07.08 5,763 9,2281 1754,28 5859,24 -304,07 248,52 -302,29
08.08 6,430 9,8180 1887,40 4301,66 626,30 558,09 624,50
09.08 6,800 10,1774 1920,71 3803,58 1139,28 846,32 1137,13
10.08 7,042 10,4357 1918,01 3566,38 1474,17 1103,98 1472,77
11.08 7,298 10,6620 1964,75 3371,43 1831,93 1458,04 1829,34
12.08 7,506 10,8534 1992,95 3247,41 2121,00 1821,64 2117,83
01.09 7,636 11,0338 1949,64 3182,51 2298,78 2091,05 2297,69
02.09 7,746 11,1685 1931,03 3133,71 2450,78 2350,38 2450,72
03.09 7,860 11,3034 1916,19 3088,71 2608,31 2651,79 2609,15
04.09 7,959 11,4341 1888,10 3053,84 2743,94 2942,62 2746,17
05.09 8,051 11,5529 1864,83 3024,35 2870,61 3242,00 2874,02
06.09 8,132 11,6469 1855,12 3000,73 2981,96 3528,57 2985,97
07.09 8,208 11,7465 1834,03 2980,10 3086,93 3822,78 3091,99
08.09 8,278 11,8344 1818,10 2962,58 3183,19 4113,32 3189,08
09.09 8,346 11,9104 1813,24 2946,75 3277,01 4415,93 3283,27
10.09 8,408 11,9664 1824,59 2933,16 3363,76 4712,94 3369,73
11.09 8,475 12,0178 1846,44 2919,53 3457,15 5053,27 3462,42
12.09 8,539 12,0597 1874,69 2907,36 3546,63 5400,85 3550,93
Коэфф. A -3,13684 3,230525 -31628,6 2728,19 -12583,2 -64,2134 -12654,2
Коэфф. B 0,970435 1,026355 34626 -30089419 1344,335 0,032542 1346,908
Критерий Тейла 0,017256 0,007321 0,02051 0,014113 0,044377 0,010731 0,044397

Таблица 4.3.3

Дата Формула Камбарова Формула Говорова-Рябинина Формула Пост. Нефтесод. Среднее значение

доб. нефть,т

 доп.добыча

доб. нефть,т

 доп.добыча

доб. нефть,т

 доп.добыча доп.добыча
за месяц накопл. за месяц накопл за месяц накоп. за месяц накоп.
07.09 2980,10 1032,9 1032,9 3675,87 337,12 337,12 3822,78 190,21 190,21 520,08 520,08
08.09 2962,58 1409,42 2442,32 3941,49 430,50 767,63 4113,32 258,67 448,89 699,53 1219,61
09.09 2946,75 1761,25 4203,57 4218,82 489,17 1256,8 4415,93 292,07 740,96 847,49 2067,11
10.09 2933,16 2038,84 6242,41 4492,58 479,41 1736,22 4712,94 259,05 1000,02 925,77 2992,88
11.09 2919,53 2307,47 8549,88 4807,2 419,79 2156,02 5053,27 173,73 1173,75 967,00 3959,88
12.09 2907,36 2537,64 11087,52 5129,26 315,73 2471,75 5400,85 44,14 1217,90 965,84 4925,72

Рис. 4.3.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.3. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)


Рис. 4.3.4. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

Данные расчетов по скв.№2, №3 приведены в таблицах 4.3.4 – 4.3.9.

Таблица 4.3.4 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№2

ДАТА Добыча за месяц,т. Добыча накопленная,т.
Нефть Вода Нефть Жидкость
02.08 358 1436 358 1794
03.08 409 1622 767 3825
04.08 395 1463 1162 5683
05.08 433 1385 1595 7501
06.08 385 1365 1980 9251
07.08 432 1557 2412 11240
08.08 435 1598 2847 13273
09.08 635 1077 3482 14985
10.08 590 1035 4072 16610
11.08 347 1385 4419 18342
12.08 352 1465 4771 20159
01.09 501 1135 5272 21795
02.09 461 1159 5733 23415
03.09 440 1335 6173 25190
04.09 413 1315 6586 26918
05.09 487 1254 7073 28659
6.09 429 1105 7502 30193
07.09 486 1123 7988 31802
08.09 545 1163 8533 33510
09.09 645 1569 9178 35724
10.09 359 948 9537 37031
11.09 469 1257 10006 38757

Таблица 4.3.5 Рассчитанные базовые кривые

Дата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Максимов Пост. Нефтесод. Сазонов
02.08 5,823793 7,340 492,605 11486,28 -1343,38 163,55 -1316,65
03.08 6,652752 8,016 603,0457 8042,717 642,4696 681,47 625,45
04.08 7,086245 8,385 1052,944 7048,254 1669,607 1155,28 1641,047
05.08 7,390142 8,666 1984,165 6552,063 2371,672 1618,88 2353,024
06.08 7,619737 8,857 2142,916 6258,648 2917,92 2065,14 2890,924
07.08 7,832965 9,032 2206,735 6036,096 3427,676 2572,35 3390,481
08.08 8,014996 9,179 2195,888 5877,55 3864,764 3090,78 3816,945
09.08 8,147826 9,358 4233,019 5777,405 4123,025 3527,35 4128,144
10.08 8,260552 9,497 5690,788 5701,446 4349,369 3941,73 4392,24
11.08 8,369153 9,569 5208,462 5635,303 4624,636 4383,40 4646,674
12.08 8,472574 9,637 4723,522 5578,13 4887,47 4846,75 4888,971
01.09 8,558009 9,726 5318,796 5534,808 5074,431 5263,94 5089,13
02.09 8,636509 9,800 5655,395 5497,875 5252,535 5677,05 5273,041
03.09 8,716514 9,866 5679,849 5462,862 5443,754 6129,69 5460,478
04.09 8,789158 9,923 5635,553 5433,212 5619,412 6570,34 5630,671
05.09 8,857778 9,987 5878,317 5406,955 5776,643 7014,31 5791,435
6.09 8,914869 10,039 6068,648 5386,329 5907,799 7405,49 5925,189
07.09 8,971715 10,094 6377,691 5366,833 6034,703 7815,79 6058,369
08.09 9,028994 10,153 6772,26 5348,186 6159,97 8251,34 6192,564
09.09 9,099044 10,218 7031,456 5326,668 6320,025 8815,93 6356,68
10.09 9,138387 10,252 7102,916 5315,174 6412,208 9149,22 6448,853
11.09 9,188266 10,294 7174,932 5301,182 6529,653 9589,36 6565,711
Коэфф. A -2,37941 2,125022 91740,72 5000,988 -20441,7 -293,927 -20535,3
Коэфф. B 1,094898 0,886903 -113997 -11634616 2627,138 0,255007 2565,153
Критерий Тейла 0,014237 0,010871 0,060408 0,016605 0,027179 0,028408 0,027169

Таблица 4.3.6

Дата Формула Камбарова Формула Говорова-Рябинина Формула Абызбаева Среднее значение

доб. нефть,т

 доп.добыча

доб. нефть,т

 доп.добыча

доб. нефть,т

 доп.добыча доп.добыча
за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл.
06.09 5386,32 2115,67 2115,67 7425,67 76,32 76,32 7441,8 60,19 60,19 750,73 750,73
07.09 5366,83 2621,16 4736,83 7841,32 146,67 223,001 7877,09 110,90 171,09 959,58 1710,31
08.09 5348,18 3184,81 7921,65 8274,43 258,56 481,56 8341,46 191,53 362,63 1211,6 2921,95
09.09 5326,66 3851,33 11772,98 8862,80 315,19 796,76 8946,73 231,26 593,89 1465,9 4387,88
10.09 5315,17 4221,82 15994,81 9220,47 316,53 1113,29 9305,74 231,25 825,15 1589,8 5977,75
11.09 5301,18 4704,81 20699,62 9697,14 308,85 1422,15 9781,67 224,32 1049,47 1745,9 7723,75

Рис. 4.3.5. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)


Рис. 4.3.8. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №2)

Таблица 4.3.7 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№3

ДАТА Добыча за месяц,т. Добыча накопленная,т.
Нефть Вода Нефть Жидкость
10.08 546 496 546 1042
11.08 600 561 1146 3245
12.08 727 1322 1873 7497
01.09 625 1006 2498 13380
02.09 625 977 3123 20865
03.09 718 1106 3841 30174
04.09 653 995 4494 41131
05.09 651 1065 5145 53804
06.09 609 1004 5754 68090
07.09 679 1146 6433 84201
08.09 613 1068 7046 101993
09.09 709 1063 7755 121557
10.09 670 1125 8425 142916
11.09 666 1048 9091 165989

Таблица 4.3.8 Рассчитанные базовые кривые

Дата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Макси-мов Пост. Нефтесод. Сазонов
10.08 6,367073 6,173217 -145,871 7219,934 -4,74 1139,46 -0,21865
11.08 7,004604 7,096609 1902,251 4755,44 1213,02 1322,82 1310,575
12.08 7,474564 7,708453 2016,803 4094,31 2518,71 1676,722 2276,833
01.09 7,799656 8,067078 2893,663 3872,465 3086,34 2166,375 2945,236
02.09 8,049013 8,345191 3492,406 3771,047 3494,47 2789,366 3457,926
03.09 8,256051 8,602922 3871,876 3715,117 3858,18 3564,172 3883,606
04.09 8,429907 8,79847 4200,112 3681,722 4127,26 4476,144 4241,061
05.09 8,580643 8,966957 4434,762 3660,06 4372,76 5530,942 4550,981
06.09 8,712801 9,106285 4633,89 3645,31 4574,26 6719,993 4822,703
07.09 8,831991 9,24521 4775,162 3634,68 4777,11 8060,942 5067,763
08.09 8,939575 9,358569 4905,716 3626,843 4945,59 9541,804 5288,962
09.09 9,038058 9,47798 5017,643 3620,874 5097,41 11170,15 5491,447
10.09 9,128905 9,581185 5108,237 3616,224 5243,87 12947,9 5678,232
11.09 9,2129 9,67594 5193,64 3612,545 5369,26 14868,31 5850,929
Коэфф. A 2,467206 -1,67636 6341,679 3589,756 -9994,16 1052,732 -8018,52
Коэфф. B 0,561221 1,245447 -13629,1 -3782645 1609,489 0,083232 1153,895
Критерий Тейла 0,007578 0,012871 0,049668 0,005903 1,522027 0,004238 26,16246

Таблица 4.3.9

Дата Формула Камбарова Формула Абызбаева Формула Пост. Нефтесод. Среднее значение
накопл. доб. нефть,т доп.добыча накопл. доб. нефть,т доп.добыча накопл. доб. нефть,т доп.добыча доп.добыча
за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл.
07.09 3645,31 2108,69 2108,69 6080,25 -326,25 -326,25 6719,99 -965,99 -965,99 272,15 272,15
08.09 3634,68 2798,32 4907,01 6849,91 -416,91 -743,16 8060,94 -1627,94 -2593,93 251,16 523,31
09.09 3626,84 3419,16 8326,17 7627,96 -581,96 -1325,12 9541,80 -2495,80 -5089,74 113,80 637,10
10.09 3620,87 4134,13 12460,29 8417,41 -662,41 -1987,53 11170,15 -3415,15 -8504,89 18,85 655,96
11.09 3616,22 4808,78 17269,07 9217,92 -792,92 -2780,45 12947,90 -4522,90 -13027,79 -169,02 486,94
12.09 3612,54 5478,46 22747,52 10025,63 -934,63 -3715,08 14868,31 -5777,31 -18805,11 -411,16 75,78

Рис. 4.3.9. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.10. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)

Рис. 4.3.11. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)


Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)


5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

Накопленная добыча нефти (ΣQ н), т;

Накопленная добыча жидкости (ΣQ ж), т;

Накопленная закачка воды (ΣQ зак), м 3 ;

Действующий фонд добывающих скважин (N д дей);

Действующий фонд нагнетательных скважин (N н дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (N б):

Добывающих (N д б);

Нагнетательных (N н б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Год НБЗ, тыс.т. НИЗ, тыс.т.

ΣQ н, тыс.т.

ΣQ ж, тыс.т

ΣQ зак, тыс. м 3
2009 138322 69990 54830 200323 236577 307 196 3 1

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:


Д пер =365×К (5.1)

Д пер = 365×0,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q н нов =8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

(5.1)

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

7. Годовая добыча нефти всего

(5.3)


8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

(5.5)

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

(5.6)

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:


(5.7)

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

(5.8)

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

(5.9)

16. Накопленная добыча нефти:

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

(5.11)

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

(5.12)

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

(5.13)

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

(5.14)

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

(5.15),


22. Годовая добыча жидкости:

23. Добыча жидкости с начала разработки:

24. Годовая закачка воды:

(5.18)

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:


Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2


Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Годы Добыча, млн. т Накопленная добыча, млн. т В, %

Закачка воды, млн. м 3

 Средний дебит по нефти, т/сут КИН Темп отбора от НИЗ Темп отбора от ТИЗ
нефти жидкости нефти жидкости год S
2010 0,462 10,286 55,292 311,764 0,96 13,840 250,417 4,22 39,97 1,23 1,46
2011 0,472 10,936 55,764 323,206 0,96 13,843 264,261 4,27 40,32 1,18 1,41
2012 0,463 11,153 56,228 334,647 0,96 13,841 278,102 4,15 40,65 1,11 1,36
2013 0,481 12,047 56,709 346,089 0,96 13,845 291,947 4,26 41 1,06 1,30
2014 0,465 12,148 57,174 357,530 0,96 13,841 305,789 4,09 41,33 1,00 1,25
2015 0,494 13,498 57,668 368,972 0,96 13,848 319,637 4,3 41,69 0,94 1,20
2016 0,508 14,572 58,176 380,413 0,97 13,851 333,489 4,38 42,06 0,90 1,15
2017 0,514 15,497 58,690 391,855 0,97 13,853 347,342 4,39 42,43 0,84 1,09
2018 0,506 16,087 59,196 403,297 0,97 13,851 361,193 4,29 42,8 0,79 1,04
2019 0,509 17,056 59,705 414,738 0,97 13,851 375,045 4,27 43,16 0,73 0,97
2020 0,505 17,927 60,210 426,180 0,97 13,851 388,897 4,2 43,53 0,68 0,91
2021 0,513 19,329 60,723 437,621 0,97 13,853 402,750 4,23 43,9 0,63 0,85
2022 0,513 20,578 61,236 449,063 0,98 13,853 416,603 4,2 44,27 0,58 0,79
2023 0,497 21,243 61,733 460,504 0,98 13,849 430,452 4,03 44,63 0,54 0,74
2024 0,507 23,222 62,240 471,946 0,98 13,851 444,303 4,07 45 0,50 0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.


Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ


Приведенные анализы эффективности микробиологического воздействия показали очень низкую эффективность данного метода.

В качестве применения технологии увеличения нефтеотмывающей способности вытесняющего агента в скважинах, разрабатываемых низкопроницаемые коллектора при первичном заводнении рассматривается закачка водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ АФ 9 -12).

Разработку заводнённых пластов более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ (АФ 9 -6).

При закачке закачка водных дисперсий маслорастворимых НПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.

В качестве наиболее характерного примера применения технологий ограничения подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности рассматривается технология с использованием композиционных систем на основе капсулированных полимерных систем (КПС) и закачка дисперсно-коллоидного материала (ДКМ).


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.

2. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

4. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2005.

6. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.

7. Расторгуева Л.Г., Захарова Е.Ф. Методическое пособие по разработке дипломного проекта в соответствии с требованиями стандартов к оформлению текстовой и графической части.. Альметьевск 2007.

8. Липаев А.А., Мусин М.М., Янгуразова З.А., Тухватуллина Г.З. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных меторождений: Учебное пособие. – Альметьевск, 2009 – 108 с.


Информация о работе «Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"»

Для определения технологической эффективности от проведения мероприятия требуется определить базовые показатели разработки, то есть какие были бы показатели без проведения воздействия. Для этого рассмотрим различные методы расчета технологических показателей разработки базового варианта.

Эти методы можно подразделить на две группы.

К первой группе относятся методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Ко второй группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды. Одна группа характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другая группа зависимостей строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).

К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. К первой группе отнесены зависимости между накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными отборами продукции скважин и их обводненностью.

Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения) . Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Также позволяет судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов в безразмерном времени позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

Для расчета технологической эффективности от применения полимерно-гелевой системы «Ритин» были использованы интегральные характеристики вытеснения:

  • 1. -метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В
  • 2. - Камбарова Г.С
  • 3. - Пирвердяна А.М
  • 4. - Казакова А.А
  • 5. - Максимова М.И

где Qн, Qж - накопленная добыча соответственно нефти и жидкости, А, В - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.

Используя фактические данные по накопленной добыче нефти и жидкости за прогнозный период, строятся зависимости по данным формулам. Экстраполируя получившуюся прямую на прогнозный период можно получить показатели разработки базового варианта. Затем, сравнивая их с фактическими определяют изменение накопленной добычи нефти и жидкости.

Строим кривую в соответствующих координатах, в зависимости от формулы. Например, если по Назарову С.Н и Сипачеву Н.В., то в координатах отношение накопленной добычи жидкости к накопленной добычи нефти-накопленная добыча воды. Постоянные А и В вычисляются автоматически в MS Exel, и выводятся с уравнением прямой. Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения.

1. Метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В

А=2,1594, В=0,0035, R 2 =0,993

2. Метод Камбарова Г.С

А=285,1, В=-78195, R 2 =0,996

3. Метод Пирвердяна А.М

А=334,4 В=-3929, R 2 =0,986

4. Метод Казакова А.А

А=1,7024 В=0,2094, R 2 =0,985

5. Метод Максимова М.И

А=-67,933 В=97,461 R 2 =0,986

Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений. Многолетний опыт использования предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается, что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами рассматриваемых уравнений. А это условие не выполняется. Несмотря на существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия на пласт она применяется чаще других методов. Но так как до сих пор не удалось разработать объективные критерии отбора, поэтому берут 3-4 зависимости из всего их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам, как было сделано в расчете. Отсюда такие различия между прогнозируемыми и фактическими значениями

Проведя расчет по кривым вытеснения получили дополнительно 4732 тонн нефти с очага №303 за 3 года, по методу Лысенко прирост добычи составляет 4412 тонн в год. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта проведенные на Мыхпайском месторождении на протяжении этого времени, направленные на выравнивание фронта вытеснения нефти водой позволили:

  • - снизить обводненность продукции в среднем до 95,5%;
  • - снизить темп падения добычи нефти и стабилизировать его;
  • - уменьшить долю воды в добываемой продукции;

Увеличить дебит по нефти;

Также получить дополнительно 114612 тонн нефти.

Метод характеристик вытеснения Камбарова.

При построении характеристик вытеснения, использующих накопленные показатели эксплуатации участка, для расчета базового варианта применяется следующий алгоритм (на примере метода Камбарова - накопленная добыча нефти Qн - обратная величина накопленной добычи жидкости 1/ Qж).

При заданном значении коэффициента корреляции (обычно ) определяется число точек m на прямолинейном участке рассматриваемой зависимости до применения нестационарного заводнения по обводненным скважинам (участкам). Коэффициент корреляции r определяется из равенства

https://pandia.ru/text/79/568/images/image003_58.gif" width="135" height="77">, .

Число точек m на прямолинейном участке определяется из условия, когда . Для определения постоянных коэффициентов а и b прямолинейного участка характеристик вытеснения по скважинам (участкам) используется метод наименьших квадратов:

https://pandia.ru/text/79/568/images/image007_35.gif" width="280" height="103 src=">. (3)

Расчетная накопленная добыча нефти базового варианта при заданной фактической добыче жидкости определяется по формуле

, (4)

Оценка эффективности результатов воздействия на нефтенасыщенные пласты.

Необходимо отметить, что результаты воздействия на пласт могут быть как положительными, так и отрицательными, или нейтральными. Например, рассмотрим результаты применения ГРП на одном из месторождений.

Обычно гидравлический разрыв пласта рассматривается как метод интенсификации добычи продукции, а также как способ вовлечения в разработку не дренируемых запасов нефти. Поэтому при определении эффективности проведенного ГРП можно использовать характеристики вытеснения.


Основная концепция исследования эффективности технологий ГРП – сопоставление динамик накопленных показателей разработки скважины до и после применения технологии. В качестве методов исследования используются методы характеристик вытеснения, основанные на анализе динамических зависимостей накопленных показателей. За основную взята характеристика вытеснения Камбарова. Все используемые характеристики вытеснения оперируют накопленными показателями разработки объекта «скважина-пласт». Для определения "базовой" кривой характеристики вытеснения (до проведения мероприятия) брались точки не менее чем за шесть месяцев до начала применения технологии. Для исключения влияния "человеческого фактора" базовая прямая проводилась на основе метода наименьших квадратов.

Будем считать, что применение технологии ГРП является успешным в качестве метода повышения нефтеотдачи , если кривая характеристики вытеснения после начала применения технологии отклоняется от базовой прямой вверх, что соответствует увеличению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости (снижение обводненности, повышение качества нефтевытеснения) (см. рисунок 1).

Рисунок 1. Характеристика вытеснения Камбарова скважины №ХХХХ. Вертикальной прямой отмечена точка проведения ГРП в координатах . Красная прямая - базовая.

Применение ГРП будем считать успешным в качестве метода интенсификации выработки запасов нефти, если после проведения мероприятия характеристика вытеснения практически не меняется в течение достаточного промежутка времени, при этом дебиты нефти значимо возрастают (увеличивается шаг по оси «накопленная добыча нефти»). Это означает, что при увеличении темпов отбора нефти доля нефти в потоке жидкости практически не меняется (рисунок 2.).

Применение технологии считается неуспешным , если после проведения ГРП кривая характеристики вытеснения отклоняется от базовой кривой вниз, что соответствует уменьшению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости (значительное возрастание обводненности, снижение качества нефтевытеснения) (рисунок 3).

Рисунок 2. Характеристика вытеснения Камбарова скважины №YYYY..gif" width="391" height="256">

Рисунок 3. Характеристика вытеснения Камбарова скважины №ZZZZ. Вертикальной прямой отмечена точка проведения ГРП в координатах Дифференция" href="/text/category/differentciya/" rel="bookmark">дифференцированно для различных зон залежи ограничены. Он не позволяет установить распределение текущих запасов нефти по площади и объему заводненных залежей, что совершенно необходимо для регулирования процесса.

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены вопросы прогноза показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой с использованием методов материального баланса. Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей. Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные: начальное и среднее пластовые давления, объемы накопленной и закачанной жидкости, объемы воды, вторгающиеся в пласт, объемные коэффициенты нефти, газа и воды, фазовые проницаемости, динамические вязкости нефти и газа. Точность подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений. Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды, причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость.

ABSTRACT

In article questions of the forecast of indicators of development for characteristics of replacement of oil by water with use of methods of material balance are considered. The method of material balance allows to solve a number of problems of development including forecasting of technological indicators. The following data are necessary for forecasting of indicators of development of the oil pool by a method of material balance: initial and average reservoir pressures, volumes of the saved-up and pumped liquid, the water volumes interfering in layer, volume coefficients of oil, gas and water phase permeability, dynamic viscosity of oil and gas. Accuracy of the indicators counted by means of a method of material balance depends on selection of basic data, their full value and from the accepted some assumptions which are been the basis for the settlement equations.

It is also possible to predict the current oil saturation depending on the current characteristics of oil and oil, gas and water, and for water drive reservoir on the current average oil saturation is predicted by determining the amount of invading water reservoir.

Based on the equations of flow of oil and gas reservoir, the relative permeability is determined.

We can assume that this method gives more reliable results, keeping unchanged the existing system and the development of naturally reducing the current selection of the liquid at a late stage.

Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей.

Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные:

  • начальное и среднее пластовые давления;
  • объемы накопленной и закачанной жидкости;
  • объемы воды, вторгающиеся в пласт;
  • объемные коэффициенты нефти, газа и воды;
  • фазовые проницаемости;
  • динамические вязкости нефти и газа.

Данный метод дает возможность прогнозировать по промысловым данным текущую нефтеотдачу

, (1)

где: – накопленной объем отобранной из пласта нефти;

– начальный объем нефти в пласте;

– соответственно, объемные коэффициенты нефти при давлении и p 0 ;

– объемный коэффициент газа при p ;

– соответственно, объемы растворенного газа в единице объема нефти при начальном, текущем пластовом давлении и на поверхности.

Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды, причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость

, (2)

где: – соответственно, фазовые проницаемости по нефти и газу;

– суммарный газонефтяной фактор;

– соответственно, динамические вязкости нефти и газа.

Точность подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений.

Если в расчетах по методу материального баланса используются характеристики пластовых нефтей, получаемые в процессе дегазирования в бомбе , резко отличающиеся от явлений, происходящих в пласте, тогда прогнозирование среднего пластового давления приводит к значительным искажениям результатов.

В ряде случаев прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений при заводнении в трещиноватых и трещиноватопористых коллекторах осуществляется только на основании решения уравнения материального баланса.

Под зависимостью между суммарной добычей нефти и суммарной добычей жидкости понимается характеристика вытеснения, но в последующем под характеристиками вытеснения стали понимать и зависимость суммарной добычи нефти от суммарной добычи воды, а также зависимости различных соотношений между суммарными количествами нефти, воды и жидкости.

Кроме этого, к характеристикам вытеснения стали относить и зависимость между содержанием в потоке нефти или воды от суммарных отборов нефти, воды и жидкости.

При прогнозировании показателей разработки длительное время эксплуатируемого месторождения, когда известны значительные фактические данные об отборе нефти и воды, расчет может осуществляется с использованием характеристик вытеснения.

Для этого вначале интерполируют фактические кривые типа обводненность – накопленная добыча нефти, обводненность – накопленный объем закачиваемой воды, текущая нефтеотдача – накопленный объем закачиваемой воды, а затем экстраполируют полученные зависимости с целью получения прогнозных показателей.

Большинство уравнений, используемых для обработки кривых вытеснения, получено эмпирическим путем в результате анализа промысловых данных (методы Камбарова, Назарова, Копытова и др.). Часть моделей получена в результате теоретического исследования процесса вытеснения нефти водой в некоторых упрощенных постановках.

Анализ показывает, что характеристики вытеснения в основном можно разделить на две группы:

  • интегральные характеристики вытеснения;
  • дифференциальные характеристики вытеснения.

В первую группу входят все зависимости, в формулах которых фигурируют суммарные отборы нефти, воды и жидкости.

Во вторую же – все зависимости, в формулы которых входит содержание нефти или воды и суммарные отборы нефти, воды и жидкости.

В качестве альтернативы по отношению к традиционным методам характеристик вытеснения можно рассматривать уравнения разработки, используемые в аналитической методике расчета технологических показателей разработки залежей при водонапорном режиме, применяемой в ТатНИПИ нефть .

В этой методике принимается, что динамика текущей добычи нефти и расчетная добыча жидкости при неизменных условиях разработки подчиняются показательному закону. В данном случае отбор жидкости будет снижаться по мере отключения обводненных скважин, что характерно для поздней стадии разработки. Кроме того, эта методика учитывает изменяющиеся во времени условия разработки.

Метод ТатНИПИ нефть основывается на следующих двух зависимостях разработки:

(3)

где: – соответственно, текущие дебиты нефти и воды;

– начальный амплитудный дебит всех пробуренных и введенных в действие скважин;

– соответственно, накопленные отборы нефти и жидкости;

– соответственно, потенциальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при неограниченном сроке разработке;– переводной коэффициент.

Для того чтобы можно было пользоваться уравнениями (3), необходимо наблюдаемые фактические зависимости удельных величин текущих отборов нефти и воды аппроксимировать кусочно–линейными функциями, отражая влияние проведенных технологических мероприятий на прогнозируемые конечные показатели разработки в динамике.

Далее, определив основные параметры разрабатываемого объекта по прямолинейным участкам кривых преобразованных фактических зависимостей, вычисляется фильтрационный параметр .

Таким образом, с помощью предлагаемых уравнений разработки, адаптированных к истории эксплуатации объекта, можно прогнозировать текущие и конечные показатели разработки.

Следует отметить, что отмеченный метод нуждается в дальнейшем совершенствовании, так как применяемые уравнения разработки не охватывают весь период эксплуатации объекта.


Список литературы:

1. Оценка эффективности эксплуатационных объектов на поздней стадии методами характеристик вытеснения. / Р.Г. Хамзин, Р.Т. Фазлыев. – ТатНИПИ нефть, Интервал, № 9 (44), 2002.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки, добыча нефти / Ш.К. Гиматутдинов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. – М.: Недра, 1983, 463 с., т. I, 455 с., т. II.


References:

1. Khamzin R.G., Fazlyev R.T. Evaluating the effectiveness of production facilities at a later stage by techniques of displacement characteristics. TatNIPIneft, Interval Publ., no. 9 (44), 2002. (In Russian).

2. Gimatutdinov Sh.K., Mishchenko I.T., Petrov A.I. Reference manual for the design, development and exploitation of oil fields. Design development, oil production. Moscow, Nedra Publ., 1983, 463 p., vol. I, 455 p., vol. II. (In Russian).


Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы :

К первой группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Ко второй группе отнесены методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость типа накопленная добыча нефти - накопленный отбор жидкости. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой.

Характеристики вытеснения позволяют судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов разработки в безразмерном виде позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

В практике разработки нефтяных месторождений, наряду с другими методами, характеристики вытеснения используются для оценки эффективности мероприятий по совершенствованию систем разработки. Внесение изменений в систему разработки, связанных с вовлечением в активную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных пластов, отражается на форме характеристик вытеснения, поскольку меняется характер динамики обводненности продукции.

Эта особенность характеристик вытеснения используется в практике разработки нефтяных месторождений для количественной оценки мероприятий по повышению ее эффективности. Используемые в практике характеристики вытеснения можно разделить на два вида - интегральные и дифференциальные.

Интегральные характеристики вытеснения, как правило, устойчивы, слабо "реагируют" на случайные кратковременные изм енения процесса разработки месторождения, и меняют свою форму лишь при существенных изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.

Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, нефтесодержание в отбираемой продукции или водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательной обработки данных, "отсеивания" случайных факторов при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.

Надежность количественных оценок эффективности повышения нефтеотдачи пластов по характеристикам вытеснения в значительной степени зависит от достоверности представления геологического строения объекта разработки или его участка, величины запасов нефти, степени и характера их выработки, стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку месторождения или его участков, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий период. Различное сочетание этих основных факторов может оказывать существенное влияние на поведение характеристик вытеснения в процессе извлечения запасов нефти. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристики вытеснения для экстраполяции на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения гидродинамического метода повышения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте. Этим обстоятельством, по существу, и объясняется многообразие видов интегральных характеристик вытеснения, в зависим ости от конкретных условий и особенностей процесса выработки запасов нефти, может оказаться наиболее приемлемой.

Изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируемых запасов нефти (в тупиковых зонах, отдельных прослоях, линзах и т.д.), так и с перераспределением отборов жидкости и закачки воды по скважинам, т.е. гидродинамическое воздействие может оказывать влияние как на конечную, так и на текущую нефтеотдачу. Поэтому при оценке технологической эффективности мероприятий следует использовать результаты текущего геолого-промылового анализа с целью определения дополнительно вводимых в разработку запасов нефти в результате изменения системы воздействия, бурения самостоятельных скважин на отдельные прослои, линзы, тупиковые и слабодренируемые зоны. Поскольку величины запасов нефти в этих зонах обычно невелики по сравнению с общими запасами нефти объекта разработки, влияние ввода их в активную разработку может оказаться слабо заметным на форме характеристики вытеснения. В этих случаях объемы добычи нефти, полученные из дополнительно введенных в разработку балансовых запасов нефти, должны определяться отдельно и целиком отноститься к методу гидродинамического воздействия.

Для определения количественной оценки эффективности гидродинамических методов увеличения текущей и конечной нефтеотдачи могут использоваться характеристики вытеснения различного вида, основными из которых являются следующие:

1. Q ж /Q н =A+BQ в (предложена Назаровым С.Н. и Сипачевым Н.В.)

2. Q н =A+B/Q ж (предложена Камбаровым Г.С. и др.)

3. Q н =A+B/Q ж 0.5 (предложена Пирвердяном A.M. и др.)

4. Q н =A+B*Q ж c (предложена Казаковым А.А.)

5. Q н =A+B*q н /q в (предложена Черепахиным Н.А. и Мовмыгой Г.Т.)

6. Q н =А+В*lnQ ж (предложена Сазоновым Б.Ф.)

7. Q н =A+B*lnQ B (предложена Максимовым М.И.)

8. Lgn н =A+B lgQ ж

9. q н =q 0 *e (- а *t)

10. q н =q 0 /(l+b*t)

где Q н,Q в,Q ж - накопленная с начала разработки доб ыча нефти, воды, жидкости соответственно;

q н, q в, q ж - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки соответственно;

А, В, С, а, b - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных;

n н - среднегодовая доля нефти в добываемой жидкости;

q 0 - годовая добыча нефти за первый год рассматриваемого периода;

t- время, годы.

Интегральные характеристики вытеснения видов (2), (3), (6) и дифференциальные характеристики вытеснения видов (8), (9) и (10) являются наиболее простыми и удобными при "ручной" обработке данных для определения эффективности. Остальные виды характеристик вытеснения при обработке фактических данных для количественной оценки эффекта от МУН требуют гораздо больших объемов вычислений или использования методов подбора различных величин и коэффициентов.

На скважине № 3268 Акташской площади была проведена закачка в пласт Д1+Д1б2+3 терригенного девона целлюлозо-содержащего материала в объеме 617,1 м3.

Результаты расчета технологической эффективности от применения ЦСМ по скважине № 3268 Акташской площади с использованием характеристик вытеснения A.M. Пирвердяна, Г.С. Камбарова, Б.Ф. Сазонова представлены в табл. 3.2.1- 3.2.3 и в итоговой табл. 3.2.4-3.2.6, характеристики вытеснения на рис. 3.2.2-3.2.4. Эффект от проведенного мероприятия подсчитывался по четырем реагирующим добывающим скважинам 1356,1574,1918,2440,3558, по ниже приведенной методике.

Методика расчета состоит в следующем, расс мотрим на примере характеристики вытеснения вида Q н =A+B/Q ж (предложена Камбаровым Г.С). По приведенным на конец определенных промежутков времени рассматриваемого периода эксплуатации месторождения накопленной добычи нефти и накопленных отборов жидкости строится график в координатах накопленная добыча нефти (Q н) - обратная величина накопленного отбора жидкости (1/Q ж) (рис. 3.2.2).

На построенном графике проводится прямая, которая экстраполируется на прогнозный период и тем самым формирует показатели базового варианта. Отклонение фактических точек прогнозного периода от прямой линии используется для количественного определения эффекта от проведения МУН.

Для определения коэффициентов А и В уравнения, на прямой произвольно выбираются две точки на значительном расстоянии друг от друга (для повышения точности определения коэффициентов А и В уравнения). Подставляя значения Q н и 1/Q ж этих точек в уравнение получим систему из двух уравнений с двумя неизвестными. Найдя А и В находим вид уравнения прямой базового варианта. Используя данные о величине накопленных отборов жидкости на конец каждого интервала прогнозного периода, т.е. фактический отбор жидкости, по полученному уравнению определяется накопленная добыча нефти на конец каждого интервала времени прогнозного периода по базовому варианту. Разница между фактической накопленной добычей нефти и накопленной добычей нефти по базовому варианту представляет собой добычу нефти за счет воздействия на конец каждого года его реализации.

Методика использования других характеристик вытеснения аналогична приведенной выше.

Метод Г.С. Камбарова

Таблица 3.2.1

Дата 1 / Qж ΣQн - ΣQнр
01.12.04 7,37514E-07
01.01.05 195026,00 7,35526E-07 195026,00
01.02.05 195073,00 7,33747E-07 195073,00
01.03.05 195130,00 7,31786E-07 195130,00
01.04.05 195191,00 7,2991E-07 195191,00
01.05.05 195254,00 7,27997E-07 195254,00
01.06.05 195315,00 7,27282E-07 195315,00
01.07.05 195370,00 7,27019E-07 195295,1513 74,85
01.08.05 195417,00 7,26394E-07 195315,0681 101,93
01.09.05 195470,00 7,25205E-07 195352,9231 117,08
01.10.05 195523,00 7,23922E-07 195393,8097 129,19
01.11.05 195563,00 7,2289E-07 195426,6646 136,34
01.12.05 195665,00 7,21929E-07 195457,2681 207,73
01.01.06 195706,00 7,20979E-07 195487,542 218,46
01.02.06 195739,00 7,20214E-07 195511,9219 227,08
01.03.06 195774,00 7,19271E-07 195541,9368 232,06
01.04.06 195954,00 7,17491E-07 195598,6492 355,35
01.05.06 196073,00 7,15768E-07 195653,5314 419,47
01.06.06 196114,00 7,14352E-07 195698,6294 415,37
01.07.06 196163,00 7,13415E-07 195728,4823 434,52
01.08.06 196203,00 7,1332E-07 195731,4973 471,50
01.09.06 196239,00 7,13223E-07 195734,6088 504,39
01.10.06 196277,00 7,13123E-07 195737,7841 539,22
01.11.06 196338,00 7,12952E-07 195743,2094 594,79
01.12.06 196433,00 7,12778E-07 195748,7615 684,24

Характеристика вытеснения по методу Г.С. Камбарова


Метод А.М. Пирвердяна

Таблица 3.2.2

Дата Накопленная добыча нефти (факт), ΣQн, т Отбор жидкости (факт), ΣQж, т 1 / ΣQж -0,5 Накопленная добыча нефти (база), ΣQнр, т ΣQн - ΣQнр
01.12.04 0,000858786
01.01.05 195026,00 0,000857628 195026,00
01.02.05 195073,00 0,000856591 195073,00
01.03.05 195130,00 0,000855445 195130,00
01.04.05 195191,00 0,000854348 195191,00
01.05.05 195254,00 0,000853227 195254,00
01.06.05 195315,00 0,000852808 195315,00
01.07.05 195370,00 0,000852654 195295,3244 74,68
01.08.05 195417,00 0,000852287 195315,3187 101,68
01.09.05 195470,00 0,00085159 195353,3445 116,66
01.10.05 195523,00 0,000850836 195394,4509 128,55
01.11.05 195563,00 0,000850229 195427,5087 135,49
01.12.05 195665,00 0,000849664 195458,3225 206,68
01.01.06 195706,00 0,000849105 195488,8245 217,18
01.02.06 195739,00 0,000848654 195513,4028 225,60
01.03.06 195774,00 0,000848099 195543,6798 230,32
01.04.06 195954,00 0,000847048 195600,9418 353,06
01.05.06 196073,00 0,000846031 195656,4234 416,58
01.06.06 196114,00 0,000845193 195702,064 411,94
01.07.06 196163,00 0,000844639 195732,301 430,70
01.08.06 196203,00 0,000844583 195735,3559 467,64
01.09.06 196239,00 0,000844525 195738,5087 500,49
01.10.06 196277,00 0,000844466 195741,7266 535,27
01.11.06 196338,00 0,000844365 195747,2249 590,78
01.12.06 196433,00 0,000844262 195752,8524 680,15

Рис. 3.2.3 - Характеристика вытеснения по методу А.М. Пирвердяна


Метод Б.Ф. Сазонова

Таблица 3.2.3

Дата Накопленная добыча нефти (факт), ΣQн, т Отбор жидкости (факт), ΣQж, т ln Qж Накопленная добыча нефти (база), ΣQнр, т ΣQн - ΣQнр
01.12.04 14,11998116
01.01.05 195026,00 14,1226805 195026,00
01.02.05 195073,00 14,12510113 195073,00
01.03.05 195130,00 14,12777719 195130,00
01.04.05 195191,00 14,13034466 195191,00
01.05.05 195254,00 14,13296888 195254,00
01.06.05 195315,00 14,1339512 195315,00
01.07.05 195370,00 14,13431332 195295,4972 74,50
01.08.05 195417,00 14,13517374 195315,5691 101,43
01.09.05 195470,00 14,13681114 195353,7666 116,23
01.10.05 195523,00 14,1385827 195395,0935 127,91
01.11.05 195563,00 14,14000853 195428,3554 134,64
01.12.05 195665,00 14,14133849 195459,3807 205,62
01.01.06 195706,00 14,14265586 195490,1125 215,89
01.02.06 195739,00 14,14371802 195514,8906 224,11
01.03.06 195774,00 14,14502723 195545,4319 228,57
01.04.06 195954,00 14,14750564 195603,2484 350,75
01.05.06 196073,00 14,14990993 195659,3358 413,66
01.06.06 196114,00 14,15188993 195705,5253 408,47
01.07.06 196163,00 14,15320276 195736,1511 426,85
01.08.06 196203,00 14,15333545 195739,2464 463,75
01.09.06 196239,00 14,1534724 195742,4412 496,56
01.10.06 196277,00 14,15361218 195745,702 531,30
01.11.06 196338,00 14,15385105 195751,2743 586,73
01.12.06 196433,00 14,15409556 195756,9783 676,02

0,7219 0,7127 195457,2 195748,7 207,73 684,24 207,73 476,51

скважины №3268 по методу Пирвердяна А.М.

Таблица 3.2.5

Результаты расчета дополнительной добычи нефти по очагу

скважины №3268 по методу Са зонова Б.Ф.

Таблица 3.2.6

Таким образом, при обработке одних и тех же фактических данных с применением трех различных видов характеристик вытеснения получились

примерно одинаковые значения.

Исходя из опыта расчёта дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения берётся среднее значение по 3 методикам расчёта

Так по скважине №3268 дополнительная добыча нефти составит

(684,24 + 676,02+671,86) / 3 = 677,4 т.

Результаты расчёта по остальным участкам скважин представлено в табл.3.2.7

Результаты расчёта технологической эффективности после применения метода ЦСМ на скважинах Акташской площади

Таблица 3.2.7

№№ скв. Методика Доп.
Комброва,т Сазонова,т Первердяна,т добыча за счёт метода,т
684,24 676,02 671,86 677,4
954,8 949,2 938,7 947,6
856,7 855,2 852,7 854,9
1026,7 1024,9 1026,5
ИТОГО 3506,3

Данная технология ЦСМ разработанная для нефт яных месторождений средней и поздней стадии разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти приемлема на Акташской площади по его геолого-физическим характеристикам и условиям разработки.

Внедрение технологии по закачке ЦСМ проводимые на Акташской площади по полученным результатам подтверждают перспективность сшитых полимерных систем для извлечения остаточной нефти на обводненных залежах. Результаты полученные на Акташской площади подтверждают высокую эффективность данной технологии в связи с достижением хороших показателей по дополнительной добыче нефти. Технология обработки скважин является простой и не требует переобустройства скважин и проведения каких-либо особенных исследований.

Пример расчета технологических параметров закачки ЦСМ на скважине № 3268 подтвердил, что при закачке не происходит осложнений по давлениям закачки.

На основании построенных характеристик вытеснения можно сделать вывод о том, что после проведения закачки ЦСМ добыча нефти увеличивается и прирост дополнительной добычи нефти с момента обработки по скважинам Акташской площади составил 3506,3 т. Данные результаты еще раз доказывают эффективность и перспективность технологии ЦСМ для обработки пласта для увеличения нефтеизвлечения.

 

Возможно, будет полезно почитать: