Характеристики вытеснения нефти формулы. По характеристикам вытеснения
Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в микроскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.
Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород - различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.
Вторая основная. особенность нефтегазоносных коллекторов - наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.
При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа .
МОДЕЛИ ПЛАСТА
Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.
Детерминированные модели - это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.
Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ.
Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.
1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) от- чается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с. одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.
Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:
(3.1)
Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:
, (3.2)
где - параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; - площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ;
Общая площадь залежи.
2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.
3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.
Где n –число слоев
4. Модель з о н а л ь н о - н е о д н о р о д н о r о и с л о и с т о- н е о д н о р о д н о r о п л а с т а объединяет характеристики предыдущих двух моделей. Для иллюстрации на рис. 18 изображена схематично модель такого пласта.
5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов , вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.
6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.
7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пе-
Рис. 18
ресекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баншевым.
Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.
Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы - короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.
8.Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.
Если принять, что фазовая проницаемость для воды зависит от остаточной нефтенасыщенности и насыщенности связанной водой:
, (3.3)
то расход воды , поступающей в слой толщиной , определим по формуле
, (3.4)
где - абсолютная проницаемость слоя; - ширина слоя; - длина слоя; - перепад давления на расстоянии ; - вязкость воды.
Формула (3.4) справедлива в предположении, что в обводнившемся слое нефть вытесняется мгновенно по модели поршневого вытеснения до насыщенности . В таких слоях движется только вода. В необводнившихся слоях движется только нефть в присутствии связанной воды с насыщенностью . Если в слое содержится только вода, ее расход составит
. (3.5)
Если к рассматриваемому моменту времени обводнились слои общей толщиной , то при суммарный расход воды
(3.6)
При отсутствии остаточной нефти расход воды через обводнившиеся слои будет
. (3.7)
Учитывая, что распределение проницаемости по слоям описывается каким-либо вероятностно-статистическим законом, модифицированную относительную проницаенмость можно представить в виде:
для воды
; (3.8)
для нефти , (3.9)
где - проницаемость обводнившегося слоя.
Модифицированную водонасыщенность пласта определяют по отношению объема связанной воды и воды, внедрившейся в слои, к поровому объему пласта:
(3.10)
Модифицированные относительные проницаемости для воды и нефти представляют соответственно доли воды и нефти в общей производительности всех слоев. В общем случае они пропорциональны обводненности и содержанию нефти в добываемой жидкости.
Описанную модель приближают к реальной, рассматривая процесс непоршневого вытеснения нефти водой для каждого слоя.
Анализируя характер обводнения продукции скважин, можно построить характеристику обводнения пласта и, решая обратную гидродинамическую задачу, уточнить модифицированные проницаемости, т. е. адаптировать модель к реальному процессу. В этом случае модифицированные показатели интегрально отражают все особенности реального пласта и процессов, происходящих при их разработке.
3.2. МОДЕЛИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом ).
Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью . На рис. 19 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта . Перед фронтом фильтруется только нефть , а позади - только вода. В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.
Модель непоршневого вытеснения (рис. 20). По схеме Баклея - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть , позади него - одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.
1Приводится сравнение расчета эффективности применения соляно-кислотной обработки по характеристикам вытеснения и по фактическим данным на скважинах Ташлы-Кульского месторождения. Рассматриваются следующие характеристики вытеснения: Сазонова, Максимова, Давыдова, Пирвердяна, Камбарова, Назарова. По уравнениям зависимостей строятся графики и выводятся уравнения регрессии. Подстановкой значений текущей добычи жидкости в полученные уравнения получаем возможную добычу нефти без применения обработки. Вычитая вычисленные данные из фактических, получаем дополнительную добычу нефти в результате применения соляно-кислотной обработки. Сравнивая результаты расчета эффективности применения воздействия, проведенные по фактическим данным и по характеристикам вытеснения, находим значительные отличия. Делаем вывод, что результаты, рассчитанные по характеристикам вытеснения, являются более объективными, так как учитывают реальную обводненность и условия эксплуатации, соответствующие данному количеству дебита жидкости.
соляно-кислотная обработка (СКО)
характеристики вытеснения
текущий дебит
дополнительная добыча
призабойная зона пласта (ПЗП)
скважина
1. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. – М.: ВНИИОЭНГ, 2000. – 252 с.
2. Кульбак С. Теория информативности и статистики. – М.: Наука, 1967. – 408 с.
3. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 229 с.
4. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.Ж., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем в нефтегазодобыче. – Уфа: Гилем, 1999. – 464 с.
5. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. – 424 с.
6. Фаттахов И.Г. Интеграция дифференциальных задач интенсификации добычи нефти с прикладным программированием // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2012. – № 5. – С. 115–119.
7. Фаттахов И.Г., Кулешова Л.С., Мусин А.А. Метод обработки результатов экспериментальных исследований на примере полимер кислотного воздействия на ПЗП эксплуатационных скважин с применением специального программного обеспечения // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2009. – № 3. – С. 26–28.
8. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов // Анализ и проектирование. – Самара, 2000. – 336 с.
9. Фаттахов И.Г. и др. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012611957. «Изыскание». 2012.
Проблема создания надежной и достаточно достоверной методики прогноза показателей разработки является актуальной и наиболее важной, несмотря на долгую и кропотливую работу многих ученых-нефтяников и практически всех отраслевых и специализированных институтов нефтяной промышленности.
На данный момент существует два принципиально отличных друг от друга подхода, с помощью которых можно прогнозировать технологические показатели разработки нефтяных месторождений.
Первый основан на характеристике вытеснения нефти водой. При этом используются показатели истории разработки залежи нефти.
Второй подход осуществляется с помощью гидродинамических математических моделей процесса вытеснения нефти водой из неоднородного пласта.
Характеристики вытеснения позволяют к тому же наблюдать за результатами геолого-технических мероприятий, производимых с целью увеличения нефтеизвлечения.
Произведем расчет эффективности применения соляно-кислотной обработки (СКО) в условиях карбонатных коллекторов Ташлы-Кульского месторождения по фактическим данным и по характеристикам вытеснения.
В табл. 1 представлены показатели работы скважин № 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 до проведения СКО.
По данным отчета НГДУ «Туймазанефть» за декабрь 2012 года о выполнении геолого-технических мероприятий видно, что после проведения СКО на рассматриваемых скважинах произошел существенный рост дебита нефти (табл. 2).
Рассчитаем фактический прирост добычи нефти по скважинам (табл. 3):
∆Qн = Qн (после) - Qн (до).
Таблица 1
Показатели разработки до проведения воздействия
Номер скважины |
|||
Таблица 2
Показатели разработки после проведения воздействия
Произведем расчет технологической эффективности применения соляно-кислотной обработки (СКО) на скважинах по характеристикам вытеснения. В данной работе рассмотрим возможность применения следующих характеристик вытеснения:
1. Сазонова Qн = А + В∙lnQж.
2. Максимова Qн = А + В∙lnQв.
3. Давыдова Qн = А + В∙(Qв/Qж).
4. Пирвердяна
5. Камбарова Qн = А + В/Qж.
6. Назарова Qж/Qн = А + В∙Qв,
где Qн - текущая добыча нефти в скважине; Qв - текущая добыча воды в скважине; Qж - текущая добыча жидкости в скважине; А, В - коэффициенты модели, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов.
Для этого построим графики зависимости Qн (lnQж) (рис. 1), Qн (lnQв) (рис. 2), Qн (Qв/Qж) (рис. 3), Qн (рис. 4), Qн (рис. 5), Qж/Qн (Qв) (рис. 6).
Подставляя фактические значения текущей добычи жидкости после СКО, определяются три значения возможной текущей добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не было осуществлено воздействие на пласт. Вычитая эти расчетные значения текущей добычи из фактической добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти в результате СКО (табл. 4).
Рис. 1. Характеристика вытеснения по методу Сазонова
Рис. 2. Характеристика вытеснения по методу Максимова
Рис. 3. Характеристика вытеснения по методу Давыдова
Рис. 4. Характеристика вытеснения по методу Пирвердяна
Рис. 5. Характеристика вытеснения по методу Камбарова
Рис. 6. Характеристика вытеснения по методу Назарова
Таблица 4
Результаты применения СКО по характеристикам вытеснения
Номер скважины |
Qн факт, т/сут |
По Сазонову |
По Максимову |
По Давыдову |
По Пирвердяну |
По Камбарову |
По Назарову |
||||||
Qн расч, т/сут |
∆Qн, т/сут |
Qн расч, т/сут |
∆Qн, т/сут |
Qн расч, т/сут |
∆Qн, т/сут |
Qн расч, т/сут |
∆Qн, т/сут |
Qн расч, т/сут |
∆Qн, т/сут |
Qн расч, т/сут |
∆Qн, т/сут |
||
Мы видим, что результат расчета эффективности применения воздействия, проведенный по фактическим данным, отличается от результата, рассчитанного по характеристикам вытеснения. Последний является более объективным, так как учитывает реальную обводненность и условия эксплуатации, соответствующие данному количеству дебита жидкости.
Таким образом, характеристики вытеснения нефти водой являются одним из инструментов расчета эффективности выработки запасов. К тому же характеристики применимы и являются надежными и для анализа и прогноза процесса добычи нефти как на определенный этап разработки, так и на перспективу, так как основываются на фактических показателях разработки залежей и учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности эскплуатации скважин, систему и плотность их размещения.
Рецензенты:Хузина Л.Б., д.т.н., доцент, профессор, зав. кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт», г. Альметьевск;
Ягубов Э.З., д.т.н., профессор, проректор по учебной работе, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта.
Работа поступила в редакцию 19.12.2014.
Библиографическая ссылка
Фаттахов И.Г., Новоселова Д.В. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 12-6. – С. 1186-1190;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (дата обращения: 05.01.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
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"»
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 |
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.
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.