Расчет характеристик вытеснения по методу камбарова. Прогноз основных показателей разработки (характеристики вытеснения). Анализ динамики текущих коэффициентов охвата, вытеснения и нефтеотдачи в обводненной зоне пласта

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"»

АННОТАЦИЯ

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

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

ABSTRACT

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

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

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

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

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

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

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

Данный метод дает возможность прогнозировать по промысловым данным текущую нефтеотдачу

, (1)

где: – накопленной объем отобранной из пласта нефти;

– начальный объем нефти в пласте;

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

– объемный коэффициент газа при p ;

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

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

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

, (2)

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

– суммарный газонефтяной фактор;

– соответственно, динамические вязкости нефти и газа.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• интегральные характеристики вытеснения;
• дифференциальные характеристики вытеснения.

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

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

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

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

Метод ТатНИПИ нефть основывается на следующих двух зависимостях разработки:

(3)

где: – соответственно, текущие дебиты нефти и воды;

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

– соответственно, накопленные отборы нефти и жидкости;

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

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

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

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

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

Список литературы:

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

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

References:

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

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

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.

1

Приводится 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»

1-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Назарова С.Н, Сипачева Н.В. (1972)).

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны.

При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т.е. описывает другие связи заданных величин.

2-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Максимова М.И. (1959)).

Данная группа методов хорошо описывает большинство исследуемых объектов. Методы Максимова М.И. (1959) и Сазонова Б.Ф. (1972) очень слабо, по сравнению с другими методами, особенно методами 1-ой группы, подвержены влиянию на результаты прогноза различного рода коррекций и изменений в системе разработки. Рассматриваемые в этом разделе методы, возможно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, при достижении значений отборов нефти от извлекаемых запасов 0,4-0,5.

Однако существуют объекты, описание которых с помощью данных моделей не вполне адекватно. Это относится к объектам находящимся на поздней стадии разработки при активном проведении работ по коррекции работы месторождения, например по изоляции водопритоков, бурении боковых стволов, внедрении методов увеличения нефтеотдачи. Также это касается месторождений при характерном изменении режима работы на поздних стадиях разработки месторождения.

Метод Максимова М.И. (1959).

М.И. Максимовым, путем изучения процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, представляющего собой трубу, заполненную песком, была установлена эмпирическая зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти.

Эмпирические коэффициенты.

Метод Сазонова Б.Ф. (1973).

Метод, предложенный Б.Ф. Сазоновым, основан на предположении наличия тесной связи между накопленной добычей нефти и жидкости особенно четко проявляющейся в конечной стадии разработки нефтяных залежей.

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; - эмпирические коэффициенты.

Продукции скважин, обычно принимаемых 0,02 - 0,05 (доли ед.)и 0,95-0,98 (доли ед.) соответственно.

3-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Пирвердяна А.М. (1970)).

Такое предположение положено в основу целого ряда характеристик вытеснения, основные из которых представлены в таблице 2.3.

Метод Пирвердяна А.М. (1970).

Уравнение зависимостивозможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенной А.М. Пирвердяном, и выражение преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод Камбарова Г.С. (1974).

Данный метод, предложен Г.С. Камбаровым и является методом подобным методу Пирвердяна А.М. (1970), однако для данного метода в основу положена не обратно-квадратичная зависимость, а более упрощенная обратная зависимость, между. Проведенные Автором метода исследования выявили наличие связи между накопленной добычей нефти и накопленной добычей жидкости следующего вида

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; a, b - эмпирические коэффициенты. Уравнение зависимоститакже возможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенное Г.С. Камбаровым (1974) (4.72), и выражение, преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод постоянного нефтесодержания.

Метод постоянного нефтесодержания представляет собой зависимость вида

Такая тенденция свойственна объектам на заключительной стадии разработки, когда обводненность продукции достигает 95 - 98%, дальнейший рост обводненности связан с длительной эксплуатацией, резкому росту водонефтяного фактора и, как правило, эксплуатация объекта экономически не оправданна. Данный метод позволяет осуществлять прогноз добычи нефти исходя из заданных проектных значений добычи жидкости на поздней стадии.

Метод Казакова А.А. (1976).

Группа методов на основе степенной модели типа зависимости Пирвердяна А.М. (1970) была обобщена и усовершенствована А.А. Казаковым в 1976 году. Казаков А.А. обобщил представленный тип моделей применительно к любым видам кривых фазовых проницаемостей при условии выполняемости функциональной зависимости Баклея - Леверетта, в отличии, например, от модели Пирвердяна А.М., которая применима лишь для кривых фазовых проницаемостей Д.А. Эфроса.

4-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Говоровой - Рябининой (1957)).

Метод Говоровой - Рябининой (1957) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатах

Предполагается, что данная зависимость, при построении в заданных билогарифмических координатах приобретает линейный характер при достижении определенной стадии разработки.

Метод Говоровой Г.Л. - Рябининой З.К. (1957).

Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти

5-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Абызбаева Н.И. (1981)).

Метод Абызбаева Н.И. (1981) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатахт.е. метод представлен зависимостью вида

в основе данной группы методов лежит зависимость вида

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

← Вернуться