» »

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

6.1.4 Метод прослеживания обводненных интервалов

Метод заключается в определении поглощающих и ранее поглощавших прослоев в нагнетательных скважинах по профилям приемистости и прослеживании их от скважины к скважине. При этом особое внимание обращается на наличие интервалов замещения коллекторов и интервалов с ухудшенными коллекторскими свойствами, которые оказывают экранирующее влияние на продвижение жидкости. В каждой скважине устанавливаются две группы прослоев:

1) которые могут быть обводнены за счет продвижения по напластованию пород от ближайших нагнетательных скважин;

2) обводнение которых возможно в результате перетоков между отдельными прослоями или подхода воды от удаленных нагнетательных скважин.

После установления вероятного порядка обводнения отдельных прослоев в каждой скважине, используются имеющиеся эксплуатационные данные (текущие дебиты нефти и процент воды, их изменение во времени), результаты поинтервального опробования, профили притока жидкости, по которым делается предварительное заключение об обводнении прослоев. Далее по отношениям текущего дебита нефти к начальному и текущей нефтенасыщенной толщины к начальной проверяется соответствие выделенной нефтенасыщенной толщины текущему дебиту нефти. При этом качественно учитываются коллекторские свойства заводненной и оставшейся нефтеносной части пласта и обращается внимание на величину отбора жидкости из скважины. При низких отборах жидкости, не соответствующих потенциальным возможностям пласта, эксплуатационные данные не показательны, так как скважина может давать высокообводненную продукцию, хотя значительная часть пласта остается нефтеносной.

Сделанное по скважине заключение проверяется при дальнейшем прослеживании по данным следующих скважин, особенно если по ним имеются непосредственные данные о заводнении пластов.

На участках, где происходит подъем ВНК, необходимо учитывать и вертикальное перемещение воды, для чего можно использовать график зависимости между обводненностью скважины и расстоянием ВНК от нижних отверстий перфорации.

Таким образом, метод позволяет определить заводненную толщину продуктивного объекта в каждой скважине, и, следовательно, картину заводнения залежи в целом, и облегчает в дальнейшем построение карт влияния закачки.

Установленные перечисленными выше способами текущие положения ВНК по скважинам позволяют определить остаточную нефтенасыщенную толщину на дату анализа разработки и построить карту остаточных нефтенасыщенных толщин. Остаточные балансовые запасы нефти определяются путем планиметрирования этой карты, а систематически проводимые исследования такого рода дают представление о выработке запасов во времени.

Карты влияния закачки (рисунок Г.6), построенные по отдельным пластам, дают представление о структуре остаточных запасов, под которой понимается их распределение по продуктивным пластам и участкам залежи, имеющим различные геологические характеристики и степени изученности и условия их разработки.

6.1.5 Метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью характеристик вытеснения

Метод основан на использовании характеристик вытеснения, построенных для добывающих скважин. По каждой скважине, находящейся в эксплуатации, а также по скважинам, эксплуатация которых прекращена в течение последних 5 лет, используя фактические данные по добыче нефти, воды и жидкости строятся характеристики вытеснения различного типа (по Камбарову, Назарову-Сипачеву, Сазонову и т.д.). Необходимо использовать не менее 4 типов характеристик вытеснения. Затем, используя полученные характеристики вытеснения, выполняется расчет добычи нефти и воды при продолжении эксплуатации скважин. Расчет продолжается до некоторого предела эксплуатации скважины - это либо достижение скважиной некоторой предельной обводненности, либо достижение скважиной некоторого минимального дебита по нефти. При достижении скважиной этих пределов расчет прекращается, а накопленная добыча нефти к этому моменту, начиная с даты, на которую выполняется анализ разработки нефтяной залежи, представляет собой остаточные запасы нефти в зоне дренирования скважины. Так как расчет осуществляется по нескольким типам характеристик вытеснения, то для использования принималось среднее значение по всем использованным характеристикам вытеснения. Если по одной из характеристик вытеснения рассчитанные остаточные запасы резко отличаются от запасов по другим характеристикам, то эти данные исключаются из расчета средних значений. По тем скважинам, которые на момент анализа разработки уже достигли предельной обводненности или предельного дебита, фиксируются нулевые остаточные запасы нефти. Аналогично, нулевые остаточные запасы нефти фиксируются по нагнетательным скважинам пласта.

По этим данным строятся карты остаточных запасов нефти по пласту. Эти карты следует использовать при построении карт остаточных нефтенасыщенных толщин.

6.2 Определение степени воздействия и охвата пластов нагнетанием

О состоянии выработки запасов нефти можно судить по динамике темпа отбора, текущего коэффициента нефтеотдачи и охвату воздействием на залежь нагнетания воды. Под темпом отбора понимается отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым или балансовым запасам нефти, выраженное в процентах.

Текущий коэффициент нефтеотдачи определяется отношением накопленного количества добытой нефти к балансовым запасам на определенную дату.

Темп отбора нефти и текущая нефтеотдача анализируются в динамике по годам разработки и на дату анализа. Эти показатели определяются для залежи в целом и для отдельных площадей, блоков, участков и пластов разработки в зависимости от их начальных балансовых запасов. Данные приводятся в таблицах Д.12, Д.13, Д.14 и Д.15, в тексте указываются участки и пласты интенсивной и отстающей разработки с пояснением причин аномальности выработки запасов нефти из них.

Выработка запасов нефти характеризуется также темпом отбора и текущей нефтеотдачей от начальных извлекаемых запасов нефти. Балансовые запасы нефти используются чаще всего при стремлении исключить ошибки в определении коэффициента конечной нефтеотдачи и, следовательно, извлекаемых запасов нефти, а также при сопоставительном анализе разработки с другими месторождениями.

О степени воздействия на залежь можно судить по изменению дебитов и условиям эксплуатации скважин на данном участке. В работе скважин со стабильным или растущим пластовым давлением воздействие на залежь достаточно эффективно. На участках, где пластовое давление снижается, воздействие на пласт неэффективно или вообще отсутствует.

Для качественной оценки воздействия на залежь в период освоения системы нагнетания на отдельных эксплуатационных объектах могут быть построены карты влияния закачки (рисунок Г.6). Построение таких карт, а также количество зон влияния закачки на них и их выбор диктуются задачами разработки залежи.

По своей физической сущности карты влияния закачки близки к картам изобар. В то же время показатель охвата пластов влиянием закачки характеризует условия выработки запасов нефти на конкретном участке и в определенный промежуток времени может меняться в зависимости от осуществления мероприятий.

Карты влияния закачки строятся на базе карт распространения коллекторов. В первую очередь на карту наносятся данные о текущей закачке воды в каждую нагнетательную скважину. Закачка наносится в виде круговой диаграммы и по существу эта часть работы дублирует построение карт текущего состояния разработки.

После этого устанавливаются зоны (скважины), имеющие гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. По степени связи с нагнетательными скважинами, могут быть выделены три или более групп коллекторов:

группа I - коллекторы, выходящие на линии нагнетания, т.е. имеющие прямую гидродинамическую связь зоны эксплуатации с нагнетательными скважинами. При закачке хорошо передается воздействие, и его увеличение может быть достигнуто увеличением объема закачиваемой воды на тех же линиях нагнетания;

группа II - коллекторы, вскрытые только добывающими скважинами и не имеющие прямой гидродинамической связи с линиями нагнетания. В этом случае нельзя осуществить воздействие на пласт через имеющиеся линии разрезания и требуется либо бурение новых нагнетательных скважин, либо перевод под закачку пробуренных в этой зоне добывающих скважин;

группа III - коллекторы, вскрытые только нагнетательными скважинами и не имеющие связи с зоной отбора. Для выработки их запасов требуется бурение добывающих скважин, так как такие зоны по существу представляют тупики.

Для более обоснованного выделения зон пласта с разной степенью влияния закачки на карту распространения коллекторов наносятся данные о пластовом или забойном давлении, дебетах скважин, способе эксплуатации и другие вспомогательные материалы, причем важны не абсолютные значения, а, главным образом, в какую сторону (увеличение или уменьшение) произошли их изменения. Только комплекс всех материалов позволяет выделить с достаточным основанием различные зоны влияния закачки. Границы между зонами проводятся с учетом геологического строения залежи и, в частности, распространения коллекторов различной продуктивности. Значительно сложнее определить охват воздействием закачки продуктивных горизонтов, расчлененных на отдельные изолированные прослои, и объектов разработки, в которые объединено несколько пластов. Как правило, при многопластовых и расчлененных объектах в силу различия коллекторских свойств разных прослоев и по другим причинам только часть продуктивной толщины оказывается подвержена воздействию закачки, причем степень этого воздействия по каждому из прослоев может сильно отличаться от других.

В таких условиях по замеренному в скважине пластовому давлению или по ее дебиту (приемистости) в большинстве случаев нельзя судить о работе отдельных пластов и прослоев, так как здесь обычно фиксируется давление пласта или прослоя, в котором оно наиболее высокое, а дебит слагается из дебитов нескольких работающих пластов. В подобных случаях продуктивный горизонт (объект разработки) следует рассматривать в трехмерном измерении, уделяя вертикальной составляющей (по разрезу) не меньше внимания, чем горизонтальным (по площади).

Для этой цели следует использовать материалы исследований, проводимых методом радиоактивных изотопов, глубинными дебитомерами и расходомерами. При этом следует иметь в виду, что метод радиоактивных изотопов позволяет главным образом проследить движение закачиваемой воды по прослоям, но не дает их приемистости, а дебитометрия и расходометрия предоставляют более или менее достоверную информацию при надежном разобщении проницаемых пластов и прослоев друг от друга за колонной. Так как данные дебитометрии и расходометрии в основном дают распределение общего дебита или приемистости между перфорированными пластами или прослоями, для определения охвата пластов воздействием нагнетания эти данные нужно использовать в комплексе с другими методами - радиометрией, термометрией, фотоколориметрией нефтей и др. Рекомендуется при работе с материалами замеров дебитомерами-расходомерами пользоваться не профилями приемистости и притока, а картограммами.

В связи с большим разнообразием геолого-физических условий и применяемых систем разработки не может быть универсальных методических рекомендаций по обобщению и анализу геолого-промысловой информации для оценки охвата залежи воздействием. В каждом конкретном случае может потребоваться свой методический подход, Ниже излагаются некоторые методические приемы общего плана для выполнения этой работы.

В зависимости от степени разобщенности пластов и прослоев, а также имеющейся информации об их работе, принимается решение о количестве и границах выделяемых для анализа пластов и в соответствии с указаниями раздела 4.1 строятся (используются ранее построенные) карты распространения коллекторов. Затем обобщаются все имеющиеся данные о работе пластов и скважин. При этом часто бывает полезным разделить имеющиеся данные по степени их достоверности на несколько групп. К первой группе следует отнести самую достоверную информацию по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. Ко второй группе отнести скважины, в которых перфорировано два-три и большее число прослоев, но работает только один пласт. Наименьшей достоверностью обладает третья группа, куда относятся скважины, в которых работает одновременно два и большее число пластов. Здесь в начале надо определить какие из перфорированных пластов работают, какие нет, а потом распределить суммарный дебит (приемистость) между ними, используя как прямые методы (дебитометрия, расходометрия), так и косвенные (всесторонние исследования скважин, аналогия в свойствах участков, баланс отбора и закачки т.д. - см. раздел 5.2.2).

Методика построения карт влияния закачки для пластов многопластового месторождения та же, что и для однопластового. Необходимо иметь в виду, что если на каком-либо участке однопластовой залежи нет влияния закачки, то при механизированной добыче его запасы все же разрабатываются на режиме истощения, а на многопластовом объекте обычно запасы такого участка не разрабатываются.

Практически, при построении карт влияния закачки в пределах трех ранее выделенных групп выделялись три степени воздействия. В первой группе (прямая связь зон закачки и отбора) выделялись зоны фонтанной добычи, механизированной добычи и отсутствия воздействия. Во второй группе (прямая связь между зонами закачки и отбора отсутствует) выделены зоны влияния через слияние смежных пластов и зона отсутствия связи с нагнетанием. В третьей группе - зона вскрытия только нагнетательными скважинами и зона отсутствия влияния на малопродуктивные коллекторы. Все указанные зоны внесены в таблицу Д.14.

Выделение различных зон, подверженных неодинаковому влиянию нагнетания, позволяет дифференцировать запасы залежи и определить запасы, активно участвующие в разработке, и не охваченные разработкой при существующей системе и подлежащие разбуриванию, то есть определить структуру запасов нефти на дату анализа разработки.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата воздействием продуктивных пластов, ликвидации зон и участков пластов, на которые не распространяется или слабо распространяется влияние нагнетания.

6.3 Анализ динамики текущих коэффициентов охвата, вытеснения

и нефтеотдачи в обводненной зоне пласта

Одной из важнейших задач, возникающих при анализе разработки нефтяных месторождений в поздней стадии, является выявление характера распределения оставшихся балансовых запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Это необходимо, в первую очередь, для правильной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти при обычных методах разработки и известных способах интенсификации добычи нефти.

Знание характера распределения остаточных балансовых запасов нефти особенно важно для эффективного применения так называемых третичных методов повышения нефтеотдачи пластов (физико-химические, газовые, тепловые, механические методы - ГРП, ГС).

Определение остаточных запасов нефти N ост, находящихся на дату анализа в нефтенасыщенном объеме V ост, можно производить по следующим формулам.

Сумма объемов залежи V ост и V зав равна начальному нефтесодержащему объему залежи V:

v = v ост +V зав (6.6)

Баланс запасов нефти (приближенно) можно записать

N = N ост + N зав + Q (6.7)

N - начальные балансовые запасы нефти в залежи;

N ост - начальные балансовые запасы нефти в объеме V ост;

N зав - остаточные балансовые запасы нефти в объеме V зав;

Q - накопленная добыча нефти из объема V зав.

Объем V ост можно представить состоящим из двух частей:

V ост = V ост.пр + V ост.непр (6.8)

V ост.пр - объем прерывистой части первоначально нефтенасыщенного объема пласта;

V ост.непр - объем непрерывной части с "подвижной" (подверженной заводнению) нефтью.

Следовательно и N ост можно представить как сумму

N ост = N ост.пр + N ост.непр (6.9)

Объем прерывистой части пласта V ост.пр зависит как от геологического строения (наличия линз и полулинз, тупиковых зон, слоистости, разломов, выклиниваний и др.), так и от системы воздействия на пласт и расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. Этот объем для разбуренных залежей определяется по зональным картам нефтенасыщенных толщин или путем вычисления невырабатываемых объемов по профилям. Если нет других данных, то обычно принимается, что объем прерывистой части пласта, а также балансовые запасы в этом объеме, не изменяется в процессе разработки, т.к. на этот объем нет воздействия и из него не извлекается нефть, т.e.V ост.пр = V нач.пр, где: V нач.пр - начальный объем прерывистой части пласта.

Для неразбуренных залежей на начальной стадии проектирования V нач.пр определяется по аналогии с подобными залежами или в соответствии с рекомендациями, содержащимися в руководствах по проектированию разработки.

Основным методом определения остаточных запасов нефти является объемный метод. Однако на поздней стадии разработки условия для его применения сильно усложняются по сравнению с начальными условиями из-за сложной конфигурации текущей границы между V ост и V зав, то есть сложность заключается в определении текущего положения фронта заводнения (текущего ВНК) и текущих контуров нефтеносности.

Как известно, при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи рассматривается как произведение трех коэффициентов

К н = К выт  К охв = К выт  К оз  К ов (6.10)

К выт - коэффициент вытеснения;

К охв - коэффициент охвата;

К оз - коэффициент охвата заводнением;

К ов - коэффициент охвата вытеснением.

Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной, многократной промывки образца породы, к начальному нефтенасыщенному объему. Этот коэффициент устанавливается по результатам лабораторных исследований на образцах породы и по своей физической сущности характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке из непрерывной части пласта.

V о - объем образца породы;

m - пористость;

 св,  он - насыщенность связанной водой и остаточной нефтью соответственно;

 нач - начальная нефтенасыщенность.

Коэффициент охвата заводнением К оз (часто называется коэффициент заводнения) - это отношение объема промытой части пласта – V пром к объему пласта занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта – V ост.непр. Этот коэффициент зависит в основном от проницаемостной неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, степени обводненности продукции добывающих скважин при их отключении. Способы определения коэффициента охвата заводнением см. ниже.

Коэффициент охвата вытеснением К ов - (коэффициент потерь нефти из-за прерывистости пласта) определяется как отношение объема (запасов), охваченного воздействием, ко всему (начальному) объему (запасам) пласта (залежи).

(6.12)

Так как одной из частей проектного документа на разработку нефтяного и газонефтяного месторождения является обоснование конечной нефтеотдачи пластов, задачей анализа разработки является проверка правильности выбранных коэффициентов, входящих в формулу нефтеотдачи, а именно коэффициентов вытеснения нефти водой, нефти газом, газа нефтью, газа водой, коэффициентов охвата вытеснением и заводнением. Уточнение физико-гидродинамических характеристик вытеснения, определенных в лабораторных условиях, дано в разделе 4.5. Ниже описывается способ определения текущих коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи.

Первый способ. На поздней стадии разработки нефтяных залежей большое значение имеет определение участков, уже промытых водой, и зон, занятых по-прежнему нефтью, а также оценка уменьшения эффективных нефтенасыщенных толщин на нефтенасыщенных участках в результате перемещения ВНК в процессе разработки. Для этого используется карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин, построенная на дату анализа разработки, по которой определяют остаточные запасы нефти.

Нефтеотдача в обводненной части пласта определяется по следующей формуле

(6.13)

Q н - суммарная с начала разработки добыча нефти из заводненной части залежи;

N нач.зав - начальные балансовые запасы в заводненном объеме.

Под обводненной частью пласта понимается объем (запасы нефти), заключенный между начальным и текущим положением ВНК.

Если карты остаточных нефтенасыщенных толщин строить на различные даты разработки нефтяной залежи с интервалом, например, в два-три года, то можно определить серию значений достигнутой нефтеотдачи в обводненной части пласта и получить динамику этого показателя в процессе разработки нефтяной залежи. Полученные описанным способом кривые хорошо характеризуют эффективность выработки продуктивных пластов.

Второй способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта связан с процессом внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении в период безводной добычи нефти вся закачиваемая вода идет на вытеснение нефти, то есть каждый кубометр закачиваемой воды вытесняет ровно столько же нефти из пласта. После прорыва воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым пропласткам часть закачиваемой воды проходит по промытым пропласткам.

Если из общего количества закачанной воды вычесть объем воды, добытой попутно с нефтью из добывающих скважин, расположенных в зоне обводнения, то есть вблизи внутриконтурных скважин, получим количество воды, которое совершило полезную работу, вытеснив равное по объему количество нефти

Q зак.эф = Q зак - Q в (6.14)

По данным о времени появления пресной воды в ближайших к нагнетательным добывающих скважинах можно приблизительно определить границу фронта обводнения.

Как уже отмечалось, при внутриконтурном заводнении обычно наблюдается весьма компактный фронт вытеснения, который при первом приближении можно считать вертикальным. Если наблюдается значительная "размазанность" фронта вытеснения, то желательно определить по добывающим скважинам, работающим с водой, остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины аналогично предыдущему методу.

После этого строится карта эффективных толщин обводненной зоны пласта. В зоне полного обводнения скважин эффективные толщины обводненной зоны равны начальным эффективным нефтенасыщенным толщинам. В зоне, ограниченной фронтом обводнения и линией полного обводнения скважин, строятся линии равных текущих эффективных толщин.

Замерив объем обводненной части пласта, можно определить балансовые запасы нефти в обводненной зоне, которые закачиваемая вода промыла и вытеснила в добывающие скважины.

Зная обводненный объем пласта и количество вытесненной из пласта нефти, равное объему эффективной закачки, можно определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта

(6.15)

Q зак.эф - объем эффективной закачки;

N зав - балансовые запасы нефти в обводненной части пласта.

При использовании этого метода целесообразно строить карты эффективных толщин обводненной части пласта в процессе разработки.

Третий способ фактически является вариантом первого способа определения эффективности выработки продуктивного пласта. Здесь как и во втором способе, строится карта эффективных толщин обводненной части пласта, но для расчета достигнутой нефтеотдачи и обводненной части пласта используется количество добытой из пласта нефти

(6.16)

Q н - суммарная добыча нефти из пласта;

N зав - балансовые запасы в обводненной части пласта.

Здесь желательно получить динамику значений коэффициента нефтеотдачи в обводненной части пласта. Если остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины пласта по тем или иным причинам определить не удается, то целесообразно определять нефтеотдачу в обводненной зоне пласта, то есть балансовые запасы в зоне между начальным положением ВНК и условной границей между обводненными и безводными скважинами. В остальном метод определения достигнутой нефтеотдачи остается без изменения.

Имеется и четвертый способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта, исходящий из средней отметки текущего положения ВНК. На основе всех имеющихся данных определяется среднеарифметическое значение абсолютной отметки текущего ВНК на дату анализа. На предварительно построенный график распределения начальных балансовых запасов по высоте залежи (рисунок Г.7) наносится отметка среднего значения текущего ВНК и находятся соответствующие ей заводненные запасы нефти. Способ может быть использован для залежей, обводненных подошвенной водой.

6.4 Анализ эффективности разработки нефтяной залежи методом

сравнения характеристик вытеснения

Характеристика вытеснения, построенная в целом по залежи, служит хорошей иллюстрацией эффективности разработки нефтяной залежи, она не только показывает величину достигнутой нефтеотдачи пласта в любой момент времени, но и показывает за счет какого расхода рабочего агента (воды) на вытеснение получена та или иная нефтеотдача пласта.

В настоящее время в Урало-Поволжье и в Западной Сибири имеется большое количество нефтяных залежей, находящихся в поздней или даже завершающей стадии разработки, по которым могут быть построены соответствующие характеристики вытеснения. Из этих нефтяных залежей должны быть выбраны залежи-аналоги, и проведено сравнение характеристик вытеснения залежи-аналога и анализируемого месторождения с целью определения какая из сравниваемых, залежей разрабатывается более эффективно, и попытаться выяснить причины этого.

При подборе нефтяной залежи-аналога следует руководствоваться близостью следующих параметров залежей нефти, которые в значительной степени определяют ход характеристики вытеснения:

Соотношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях;

Проницаемости пласта;

Коэффициента песчанистости;

Начальной нефтенасыщенности пласта;

Доля запасов нефти, расположенных в водонефтяной зоне.

Если построить характеристику вытеснения анализируемой залежи в полулогарифмических координатах в достаточно большом масштабе, то большая часть характеристики вытеснения становится линейной, и в большинстве случаев на ней фиксируются изломы в сторону уменьшения или, наоборот, увеличения расхода воды на процесс вытеснения. Необходимо выяснить причины, которые приводят к наблюдаемым изломам, установив какие изменения в системе разработки залежи, или какие геолого-технические мероприятия проводились на месторождении. Характер (направление) изломов укажет, привели ли эти мероприятия к повышению эффективности разработки нефтяной залежи или, наоборот, к снижению ее эффективности.

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.

Ключевые слова

НАЧАЛЬНОЕ И СРЕДНЕЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ / ОБЪЕМЫ НАКОПЛЕННОЙ И ЗАКАЧАННОЙ ЖИДКОСТИ / ОБЪЕМНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НЕФТИ / ГАЗА И ВОДЫ / ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ / INITIAL AND AVERAGE RESERVOIR PRESSURES / VOLUMES OF THE SAVED-UP AND PUMPED LIQUID / VOLUME COEFFICIENTS OF OIL / GAS AND WATER / PHASE PERMEABILITY

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы - Акрамов Бахшулла Шафиевич, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич

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. Можно считать, что данный метод дает более правдоподобные результаты, сохраняя без изменения существующую систему разработки и естественно снижая текущий отбор жидкости на поздней стадии.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы - Акрамов Бахшулла Шафиевич, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич

  • Определение объема внедряющейся в залежь воды по данным характеристики вытеснения нефти водой

    2017 / Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич, Абдикамолов Дуйсенбай Ходжабаевич, Комолов Руслан Илхомбекович

  • Определение физико-химических и адсорбционных характеристик нового активированного угля из косточек урюка

    2017 / Хайитов Руслан Рустамжанович, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Хайдаров Бекзоджон Абдумалик Угли, Абдикамолов Дуйсенбай Ходжабаевич

  • Пневмоцентробежный рабочий орган для внесения минеральных удобрений и их смесей

    2017 / Мамбетшерипова Ажаргул Абдиганиевна

  • Исследование кинетики гидратационного структурообразования и свойств известково-белитовых вяжущих на основе мергелей

    2016 / Жуков Алексей Дмитриевич, Асаматдинов Марат Орынбаевич, Нурымбетов Бахтияр Чимбергенович, Туремуратов Шарибай Наурызбаевич

  • Мотив чудесного рождения в каракалпакских народных легендах и его исторические основы

    2018 / Калбаева Гулпаршын Сарсенбаевна

  • Моделирование разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с воздействием на пласт различными агентами

    2016 / Шарафутдинов Р.Ф., Солдатов С.Г., Самойлов А.С., Нестеренко А.Н.

  • Методические вопросы гидродинамического моделирования водогазового воздействия и закачки газа

    2017 / Казаков К.В.

  • Использование промысловых данных для определения запасов нефти залежей, разрабатываемых при водонапорном режиме

    2019 / Акрамов Бахшилло Шафиевич, Умедов Шерали Халлокович, Хайитов Одилжон Гафурович, Нуритдинов Жамолиддин Фазлиддин Угли, Мирзакулова Мадина Нормат Кизи

  • Определение оптимальных условий для размещения нагнетательных скважин при закачке газа и водогазовом воздействии

    2016 / Казаков К.В., Бравичев К.А., Лесной А.Н.

  • Оценка характера насыщенности коллекторов по данным исследований керна и кривых относительной фазовой проницаемости

    2017 / Луппов В.И.

Forecasting of indicators of development according to characteristics of replacement of oil by water

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.

Текст научной работы на тему «Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой»

 7universum.com

ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Акрамов Бахшулла Шафиевич

канд. техн. наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, доцент Ташкентского государственного технического университета, 100095, Республика Узбекистан, г. Ташкент, ул. Университетская, 2

E-mail: akramov bahsh@mail. ru

Наубеев Темирбек Хасетуллаевич

канд. хим. наук, зав. кафедрой технологии нефти и газа, доцент Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: timan05@mail. ru

Сапашов Икрамжан Яумытбаевич

ассистент кафедры технологии нефти и газа Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: sapashov85@mail. ru

Санетуллаев Ерназар Есбосынович

E-mail: еrnazar. 91 @mail.ru

Ешмуратов Анвар Балтабаевич

ассистент кафедры технологии нефти и газа, Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: anvar_12.8 7@mail. ru

Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой // Universum: Технические науки: электрон. научн. журн. Акрамов Б.Ш. [и др.]. 2016. № 7 (28) . URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/3413

FORECASTING OF INDICATORS OF DEVELOPMENT ACCORDING TO CHARACTERISTICS OF REPLACEMENT OF OIL BY WATER

Bahshullo Akramov

Candidate of Engineering sciences, Associate professor of Chair of development and operation oil and gas field,

Tashkent state technical university, 100095, Republic of Uzbekistan, Tashkent, Universitetskaja St., 2

Temirbek Naubeev

Candidate of Chemical Sciences, Head of Chair of technology of oil and gas, Associate professor of Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

Ikramjan Sapashov

Assistant of Chair of technology of oil and gas, Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

Ernazar Sanetullaev

Anvar Eshmuratov

Assistant of Chair of technology of oil and gas Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

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.

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.

Ключевые слова: начальное и среднее пластовые давления; объемы накопленной и закачанной жидкости; объемные коэффициенты нефти, газа и воды; фазовые проницаемости;

Keywords: initial and average reservoir pressures; volumes of the saved-up and pumped liquid; volume coefficients of oil, gas and water; phase permeability;

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 т

qo = к - ьн0 + бг r - r) (1)

т q3 к + бг r - r) " (7

где: qu3 - накопленной объем отобранной из пласта нефти;

Q - начальный объем нефти в пласте;

К, Ьм0 - соответственно, объемные коэффициенты нефти при давлении р и

Б - объемный коэффициент газа при p;

Яг0, Яг, Я - 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

К _(Я - Яг)/ , (2)

кн Ьн Вг Vн "

где: кн, кг - соответственно, фазовые проницаемости по нефти и газу;

я - 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 РУТ, 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:

чн _ Чо бн,

Чв ачо ачо

бн боп божп бн

где: Ч, Ч - соответственно, текущие дебиты нефти и воды;

Чо - начальный амплитудный дебит всех пробуренных и введенных в действие скважин;

б, бж - соответственно, накопленные отборы нефти и жидкости; бои,&жп- соответственно, потенциальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при неограниченном сроке разработке; а - 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.

Чо, боп, божп, а по прямолинейным участкам кривых преобразованных фактических зависимостей, вычисляется фильтрационный параметр /о .

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.

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).

Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, то есть фактическим данным.

Достоинствами метода прогноза основанного на использовании характеристик вытеснения являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учёт геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота примененияданного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено.

При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объёмных единицах в пластовых условиях, т.к. характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте. Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости междуфактическими величинаминакопленные с начала разработки соответственно добыча нефти, воды, жидкости и водонефтяной фактор на ряд фиксированных датt ,это так называемые интегральныепоказатели. Текущие -
(за месяц, квартал или год) соответственно добыча нефти, воды, жидкости и обводнённость продукции скважин - это дифференциальные показатели. Величины, обозначенные «звёздочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными основных. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).

Существует большое количество видов характеристик вытеснения. Это связано с необходимостью получения характеристик полностью или частично линейного вида, с тем, чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие характеристик вытеснения объясняется ещё и тем, что каждая из них даёт различные результаты (в частности, например, при расчёте остаточных извлекаемых запасов нефти) и для получения более или менее надёжных прогнозных их необходимо рассчитать по нескольким характеристикам, а затем принять осреднённые величины.Наиболее широкое распространение получили следующие характеристики вытеснения:

Камбаров Г.С. -

Пирвердян А.М. -

Сазонов Б.Ф. -

Максимов М.И. -

Назаров С.Н. -

Говоров А.М. -

Казаков А.А. -

Сыпачев Н.В. -

Гусейнов Г.П. -

Шафран В.М. -

Копытов А.В. –

где t – время с начала разработки, годы, мес., сут,;

Форест А., Гарб Ф.А., Циммерман Э.Х. -

Мовмыга Г.Г. -

Вашуркин А.И. -

Контроль за текущей разработкой

Нефтяных месторождений

В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утверждённых технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров водоносности; обоснование методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного заводнения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их расстановкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водяную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области.

Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержанием воды в продукции является основной задачей и осуществляется с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления).

Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой в каждый пласт жидкости раздельно. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах количество поглощенной каждым пропластком воды определяют глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приёмистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважинам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пластов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважину закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположение пластов, поглотивших радиоактивные изотопы.

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"»