Оценка технологической эффективности МУН методом прямого счета

Эта методика может применяться для экспрессной оценки не только МУН, но и методов стимуляции скважин, а также остальных ГТМ, проводимых на нефтяных месторождениях. Ею можно пользоваться, но надо учитывать, что она занижает эффект от МУН, так как не учитывает падения добычи нефти при разработке залежи без МУН.

3. Особенности определения технологической эффективности современных гидродинамических МУН

А) Определение технологической эффективности ввода недренируемых запасов

Для оценки технологического эффекта здесь также можно применять две группы методов определения базовой добычи: - экстраполяционные методы, включающие характеристики вытесне­ния и имитационные модели, построенные по результатам многофакторно­го анализа; - методы, основанные на применении физически содержательных мате­матических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Б). Определение технологической эффективности нестационарного заводнения с изменением потоков жидкости в пласте

Определение технологической эффективности нестационарного заводне­ния с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте в случае, если есть предыстория стационарного заводнения, производится по характеристикам вытеснения.

В). Определение технологической эффективности форсированного отбора жидкости

Технологическая эффективность ФОЖ определяется для случая, когда базовым методом разработки является заводнение нефтяных пластов или же залежь разрабатывается на природном активном водонапорном режи­ме.

Г). Определение технологической эффективности геолого-физических МУН

Дополнительную добычу здесь необходимо определять за счет методов заводнения, принимая за базовую добычу естественное падение добычи.Определение технологической эффективности геолого-физических МУН, когда базовым методом является режим истощения пластовой энергии, про­водится по кривым падения дебитов или методом прямого («крестьянского») счета.

Определение технологической эффективности третичных МУН

А ). Определение технологической эффективности физико-химических МУН

Б) Определение технологической эффективности физических МУН

1. Определение технологической эффективности гидравлического раз­рыва пласта.

2. Определение технологической эффективности бурения горизонтальных, разветвленно-горизонтальных и многозабойных скважин.

3. Определение технологической эффективности бурения вторых ство­лов, горизонтальных и разветвление-горизонтальных стволов из ранее про­буренных скважин.

В ). Определение технологической эффективности тепловых МУН

Г ). Определение технологической эффективности газовых МУН

Д ). Определение технологической эффективности биотехнологических МУН

Конечностно-разностный метод решения плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока. Моделирование скважин при численных методах решения. Подготовка сетки и расчет сеточных карт и параметров пласта.

Пусть пласт длиной L_x, шириной L_y разрабатывается с N_с скважинами в режиме заводнения. Требуется найти распределение давления и нефте-водонасыщенности в пласте, а также суточные, месячные и годовые технологические показатели разработки. Процесс фильтрации нефти и воды в пласте описывается системой уравнений (9)-(10)

(9)

(10)

Здесь (11а)

(11б)

c(x,y,z)=

Эта задача не имеет аналитического решения, поэтому применяют численный метод- метод конечных разностей.

1. Построение сетки. Пласт разбивается на прямоугольные ячейки. Центрам ячеек присваиваются номера: i – номер столбца, j – номер строки. Количество ячеек N_х* N_у

2. граница пласта и скважины сносятся к центрам ближайших ячеек.

3.в ячейки – скважины заносятся заданные параметры пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенная толщина.

4. в межскважинных ячейках эти параметры вычисляются методом интерполирования. Таким образом, получают сеточные карты параметров пласта.

5. функции Р(x,y,t_n) и S(x,y,t_n) от непрерывных аргументов заменяются на функции p_{i j} и s _{i j} от дискретных аргументов (i, j), где n – номер временного слоя. P_{i j n} =P(x _i, y _j, t _n)

 

		i,j+1
	i-1,j	i j	i+1,j
		i,j-1
					j ↑

i →

6.Дифференциальные уравнения (9)-(10) для каждой ячейки, кроме ячеек со скважинами, заменяются разностными уравнениями.

Таким образом, получают систему

N_х* N_у – N_с

алгебраических уравнений. Решив эту систему, находят значения давления и водонасыщенности для каждой ячейки для заданного момента времени t = t _n.

Затем для этого момента времени вычисляются дебиты жидкости, нефти, величина обводненности каждой скважины.

Моделирование скважин

При разностном методе решения задачи шаги сетки приходится брать довольно большими ~ 100 м.. Обычно считается, что между скважинами надо брать не менее 3х ячеек.

Радиус скважины 0,1-0,15 м. В призабойной зоне давление меняется по логарифмическому закону. Поэтому, если в ячейках со скважинами ничего не менять, получаются завышенные дебиты. Поэтому Вахитов Г.Г. предложил вводить поправочный коэффициент, уменьшающий в разностных уравнениях значение проницаемости в окрестности скважин.

k₁=θk, θ=1/(0.6213ln(∆x/r_{c) (18)}

Результаты расчетов

· Распределение давления и нефте-водонасыщенности для каждого временного слоя;

· дебиты каждой скважины и накопленные отборы по каждой скважине;

· Суточные, месячные, годовые, накопленные показатели по залежи.

Возможности модели

· отключение обводнившихся скважин;

· подключение новых скважин;

· перевод обводнившихся скважин под нагнетание, ввод новых очагов.

· изменение режимов работы скважин;

· выполнение расчетов для различных вариантов разработки

Необходимые исходные данные

1. m, k, h, S^нач_н

2. координаты скважин

3. Р_заб

4. вязкость нефти и воды

5. коэффициент вытеснения

6. кривые относительных фазовых проницаемостей

 

 

41. Методика расчета технологических показателей разработки (методика ТатНИПИнефть).

Эта методика основана на вероятностно- статистической модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом. Для выполнения расчетов требуется следующие исходные данные:

1. общее число скважин n₀;

2.балансовые запасы нефти Q_б, тыс. т;

3.площадь нефтеносности S, м²;

4.коэффициенты продуктивности скважин, т/сут ·МПа. Он вычисляется путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на ∆Р =Р_пл –Р_з. Данные о коэффициентах продуктивности скважин можно найти в ежемесячно составляемых технологических режимах;

5.вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемой воды μ_н, μ_в, мПа·с; ρ_н, ρ_в, м³/т;

6.средний коэффициент эксплуатации скважин, ξ_э, д.е;.

7.коэффициент вытеснения нефти водой, К_выт,, д.е;.

8.средний ∆Р в добывающих скважинах;

9.предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие скважины А₂, д.е;

10.гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам.

Расчетные формулы

3.Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

, (4.3)где

, (4.4)

 

, (4.5)

µ_*- коэффициент подвижности.

6.Амплитудный дебит скважины – это возможный максимальный дебит скважины при одновременном разбуривании и вводе всех скважин:

. (4.8)

8. Подвижные запасы: . (4.10)

10. Расчетная предельная обводненность добывающей скважины: (4.12)

где (4.13)

13.Начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости:

, (4.17)

. (4.18)

14. Начальные извлекаемые запасы жидкости в поверхностных условиях:

. (4.19)

16. Коэффициент извлечения нефти:

КИН = . (4.21)

17. Годовой отбор нефти на первой стадии разработки: , (4.22а)

- накопленный отбор нефти на конец предыдущего года;

- количество введенных извлекаемых запасов нефти на конец расчетного года

= , (4.23)

n_t = n_t-1+ n_tб/2,

где n_t-1- число введенных в разработку скважин на конец предыдущего года; n_tб – число вводимых скважин в текущем году.

, (4.22в)

где q₀₂- уточненный амплитудный дебит залежи, рассчитанный на последний год второго этапа разработки.