Расчёт технологической эффективности предлагаемого метода воздействия
Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы [12]: - 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 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 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. Qж/Qн=A+BQв (предложена Назаровым С.Н. и Сипачевым Н.В.) 2. Qн=A+B/Qж (предложена Камбаровым Г.С. и др.) 3. Qн=A+B/Qж0.5 (предложена Пирвердяном A.M. и др.) 4. Qн=A+B*Qжc (предложена Казаковым А.А.) 5. Qн=A+B*qн/qв (предложена Черепахиным Н.А. и Мовмыгой Г.Т.) 6. Qн=А+В*lnQж (предложена Сазоновым Б.Ф.) 7. Qн=A+B*lnQB (предложена Максимовым М.И.) 8. Lgnн=A+B lgQж 9. qн=q0*e(-а*t) 10. qн=q0/(l+b*t) где Qн,Qв,Qж - накопленная с начала разработки доб qн, qв, qж - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки соответственно; А, В, С, а, b - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных; nн - среднегодовая доля нефти в добываемой жидкости; q0- 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 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 Qн и 1/Qж 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
Рис. 3.2.2
Таблица 3.2.2
Таблица 3.2.3
Результаты расчета дополнительной добычи нефти по очагу скважины №3268 по методу Камбарова Г.С. Таблица 3.2.4
Результаты расчета дополнительной добычи нефти по очагу скважины №3268 по методу Пирвердяна А.М.
Результаты расчета дополнительной добычи нефти по очагу скважины №3268 по методу Са 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
Данная технология ЦСМ разработанная для нефт 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.
|
Характеристика вытеснения по методу Г.С. Камбарова
