Оценка технологической эффективности ОПЗ

 

Оценка технологической эффективности или определение дополнительной добычи нефти за счет ОПЗ во времени обычно производится построением графических зависимостей - характеристик
вытеснения, показывающих изменения соотношения в добываемой жидкости, воды и нефти [6].

При этом для определения эффективности метода на стадиях текущей разработки объекта за базовый вариант принимается тот метод, который применялся на этом объекта до начала воздействия.

В табл. 9.1, приведены виды характеристик вытеснения, рекомендованные в работе [6]. Технологическая эффективность любого метода воздействия на пласт, согласно [5], характеризуется:

 

Таблица 9.1

Характеристики вытеснения нефти, применяемые для
прогнозирования показателей разработки при заводнении залежей нефти

Формулы	Y	X	f(X,C)	Определяемые
				параметры

 

 

Продолжение таблицы 9.1

 

1. Дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи;

2. Текущей дополнительной добычей за счет интенсификации отбора жидкости.

Разделение фактически дополнительно добытой нефти на дополнительную нефть от нефтеотдачи и от интенсификации притока
сложно в силу того, что эти процессы взаимосвязаны между
собой. В работе [2] показано, что определенная только по характеристикам вытеснения нефтеотдача за счет ОПЗ дает отрицательный эффект, хотя фактически получена дополнительная нефть. Поэтому, для определения дополнительной добычи нефти за анализируемый период времени в совокупности с характеристиками вытеснения используется зависимость накопленной добычи нефти от времени работы скважин.

Определение дополнительно добытой нефти за счет ОПЗ производится в последовательности:

1. Выбирается база сравнения, предшествующая ОПЗ, периода не менее 150 суток;

2. Для базы сравнения определяется соотношение нефти и водой по зависимости вида:

 

, (9.39)

 

где - коэффициенты, определяемые методом наименьших
квадратов;

- функции от накопленной добычи нефти, воды и жидкости.

Коэффициенты определяются из условия минимума
функционала вида:

 

, (9.40)

 

где - функции от фактических данных;

3. По каждой характеристике строится зависимость накопленной добычи нефти от накопленного времени работы скважины, где
накопленная добыча жидкости определяется из выражения:

 

, (9.41)

 

здесь - соответствующая добыча нефти характеристики вытеснения.

По каждой зависимости , полученной по данным соответствующей характеристики вытеснения, определяется сумма квадратов отклонения на кривой «накопленная добыча нефти - время» посредством выражения:

 

, (9.42)

 

где - фактическая добыча нефти для - ro момента времени в пределах выбранной базы;

- расчетная добыча нефти по базовой зависимости для
- го момента времени.

Для анализа выбирается зависимость, наиболее близко описывающая результаты работы скважин участка воздействия за базовый период, дополнительно добытая нефть определяется как разница между базовой и фактической зависимостями. Для участков воздействия с обводненностью продукции ниже 20-30% определение дополнительной добычи нефти производится в последовательности:

1. Для базы сравнения определяется темп отбора нефти по
зависимости, рекомендованной в работе [6] зависимости:

 

. (9.43)

 

2. Дополнительная добыча нефти за анализируемый период
после ГРП определяется из выражения:

 

. (9.44)

 

Раздельное определение эффективности за счет увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока после ГРП позволяет метод, предложенный в работе [15].

Предложенный метод прогнозирования показателей разработки
пластов и скважин основывается на двух расчетных уравнениях:

 

; (9.45)

 

, (9.46)

 

где - постоянные коэффициенты;

- текущая накопленная добыча нефти в целом и в безводный период эксплуатации скважины соответственно, м³;

- логарифмический интеграл от площади фильтрации
нефти в призабойной зоне пласта;

 

.

 

Для определения эффективности ОПЗ строятся графики в координатах «», по которым определяются:

- увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения дренируемого объема залежи;

-технологическая эффективность за счет интенсификации притока;

- степень изменения депрессии на пласт.

На, рис 9.4, 9.5, приведены примеры применения данной методики по скважинам №№ 138, 394 Первомайского и Холмогорского месторождений.

 

9.5. Практические примеры

 

Пример 1. Совместное использование результатов исследований на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

На скважинах № 606 Мамонтовского и № 2010 Самотлорского
месторождений с целью улучшения состояния призабойной зоны
пласта и увеличения фазовой проницаемости пласта по нефти проведена закачка жидкого влагопоглотителя - метанола. Результаты
исследований до и после ОПЗ приведены на графиках рис. 9.6, рис. 9.7 и в
табл. 9.2.

 

 

 

 

Таблица 9.2.

Пласт	Номер скв.		, м^3/ сутатм	А	i
Месторождение Мамонтовское
БС10		до ОПЗ	1,66	2,13	0,45	46,1	9,98	0,63	14,68
БС10		после ОПЗ	2,36	0,88	0,43	45,6	5,10	0,89	14,68
Месторождение Самотлорское
АВ2+3		до ОПЗ	8,03	3,00	0,34		15.93	0,35	11,70
АВ2+3		после ОПЗ	23,00	2,10	0,33		7,32	1,00	11,70

 

Как видно из таблицы в результате закачки метанола гидродинамические параметры пласта не изменялись - улучшились параметры призабойной зоны, что привело к увеличению продуктивности скважин.

Таким образом, относительная эффективность закачки метанола составляет по скв. 606 - 42 % и по скв. 2010 - 186 %.

Пример 2. Метод детерминированных моментов давления обработки КВД применен для высокопродуктивных скважин
пласта БВ₈ Советского месторождения.

Результаты расчета по этой методике приведены, табл. 9.3.
Как видно из таблицы по многим скважинам за счет некачественного вскрытия пласта радиус ухудшенной зоны составляет от 0 до
60 м, а фактическая продуктивность скважин отличается от потенциальной в несколько раз.

 

 

 

 

Таблица 9.3.

Результаты расчета потенциальной продуктивности скважин и параметров призабойной зоны пласта методом детерминированных моментов давления
(месторождение Советское, пласт БВ8)

		Продуктивность,	Показатели несовершенства
Номер	дата	м^з/ сут. атм
сква-	исследо-							Rnp.з,
жины	вания	факти-	потен-	С	С1	С2	S	м
		ческая	циальная
1086Б	29.02.77	7.57	10.94	5.00	1.90	0.00	3. 10	58.24
	09.03.71	11.49	29.63	22.30	0.40	0.00	21.90	2. 54
	11.03.71	17.72	25.97	6.60	0.00	3.87	2.73	27.62
	08.03.71	15.32	17.63	1.50	0.00	0. 12	1.38	6.21
	09.03.71	12.99	16. 18	1.61	0.00	0.22	1.39	47.76
	11.02.71	9.62	16. 46	8.20	0. 00	2. 20	6. 00	37.82
	09.01.70	19.04	29.01	5.52	0.00	0. 12	5.40	11.23
	29.04.70	21.32	31. 10	6.90	0.00	6.90	0.00	0.00
	07.01.70	12.21	17. 11	5.52	0.00	0. 12	5.40	20.04
	08.01.70	12.83	19.79	7.30	0.36	0. 12	6.82	5.76
	16.05.73	9.99	12.63	4.00	0.00	1.99	2.01	60.60
	20.03.73	10. 40	16.02	4.50	0.00	1.03	3.47	53.26
	17. 17.74	9.28	15. 15	8.52	3.07	5.45	0.00	0.00
	18.03.71	10.92	26.81	16. 34	0.00	16.34	0.00	0.00
	25.01.74	13. 57	19. 94	5.70	0.00	2. 18	3.52	42.45
	22.03.71	11.27	23.62	13.00	0. 10	3.03	9.87	6.54
	16.01.75	18.89	26.91	4.80	0.23	3.77	0.80	6.71
	24.04.78	4.48	9.46	9.20	8.49	0.71	0.00	0.00
	10.02.75	12/20	17.41	6.00	0.54	3. 98	1.48	15.06
	19.03.71	6.60	8.41	5.50	0. 00	0. 12	5.38	15-. 20
	20.03. 71	10.50	17.34	8. 10	1. 49	5.61	1.00	24. 90
	05.07.67	10.82	17.52	6.91	0.59	0.97	5.35	5.45
	24. 10.74	11.34	19.73	8.20	0.00	0.05	8.15	15.68
	19.03.73	8.05	14.33	9. 10	3.21	5.70	0. 19	0. 18

 

Пример 3. Графоаналитический метод оценки качества вскрытия пласта. Для этого воспользуемся результатами исследования скважин
пластов АВ₁ и БВ₈ методами установившихся и неустановившихся
режимов фильтрации в период фонтанной добычи 1967 - 80 годов. Результаты обработки приведены на графиках, рис. 9.8. Как
видно из рисунка наиболее худшее состояние ПЗП имеет пласт БВ₈ по сравнению с АВ₁.

Пример 4. Статистический метод оценки качества вскрытия пласта БВ₈. По данным, табл. 9.3, фактическая продуктивность зависит
от потенциальной продуктивности . Если принять, что для объекта БВ₈ логарифмы потенциального и фактического коэффициентов продуктивности распределены нормально, то аналитическая связь между ними подчиняется выражению:

 

. (9.47)

 

В соответствии с данными, табл. 9.3, построен график зависимости между коэффициентами продуктивности, рис. 9.9. Отклонение точек относительно аппроксимирующей прямой определяется точностью исследований и неоднородностью объекта.

Проведем статистическую оценку качества вскрытия пласта БВ₈.

Проверяется однородность объекта по критерию

. (9.48)

 

Если неравенство не выполняется, то объект считается неоднородным.

 

.

 

Вывод; пласт БВ₈ - неоднородный.

Вычислим среднее арифметическое значение каждого из параметров в виде:

;

 

,

 

дисперсию, согласно выражений:

; (9.49)

, (9.50)

 

 

 

 

коэффициент корреляции

 

. (9.51)

 

Проверяется достоверность коэффициента корреляции по - критерию Стьюдента по выражению:

 

; (9.52)

 

.

 

Если неравенство не выполняется, то следует вывод: количество скважин достаточно для достоверных оценок коэффициента корреляции и условной депрессии, связанной с ошибками измерений и интерпретаций. Имеем:

 

(9.53)

 

Проверяется гипотеза о различии потенциальной и фактической продуктивностей по - критерию Стьюдента по формуле:

(9.54)

 

Если неравенство выполняется, то качество вскрытия пласта
определяется показателем изменения продуктивности в % по выражению:

 

Таким образом, по пласту БВ₈ фактическая продуктивность
скважин меньше потенциальной - потеря продуктивности составляет 37 %.

Пример 5. На Харампурском месторождении нефти фирмой "Шлюмберже" и "Халибутрон" в 1994-95 годы проведено 23
массированных гидравлических разрывов: из них 5 на Южно-Харам-
пуском и 18 на Северо-Харампуском залежах нефти. Технологическая эффективность проведения ГРП оценена по
формулам (10.13) и (10.14).

Для скважин, где отсутствует база сравнения, оценка технологической эффективности проведена по общеизвестным зависимостям:

 

; (9.55)

, (9.56)

где - изменение текущего дебита нефти скважины, т/сут;

- накопленный дебит нефти, т;

- начальный дебит, т/сут;

- постоянный коэффициент;

Коэффициенты и вычислены по базовой кривой эксплуатации окружающих скважин, близкие по потенциальной продуктивности к скважине с ГРП. Дополнительная добыча нефти за анализируемый период после ГРП вычислена по формуле:

 

. (9.57)

 

На рис. 9.11 приведены примеры оценки технологической эффективности ГРП по скважине № 664.

По результатам оценки технологической эффективности ГРП в целом по месторождению выявлено:

1. Эффективность проведения ГРП по скважинам Южно-Харампурской залежи низкая, по окружающим скважинам отрицательная, дополнительная добыча нефти на 1 скважину в месяц составляет 0,258 тыс.т. При существующих ценах на нефть время окупаемости ГРП составляет 14,5 месяца.

2. Эффективность ГРП по Северо-Харампурской залежи нефти
положительная:

2.1. Дебиты скважин после ГРП увеличились в 2 раза по сравнению с максимальными дебитами до ГРП;

2.2. Окружающие скважины, реагирующие на ГРП, увеличили темп добычи на 50 %, рис. 9.11;

2.3. Дополнительная добыча от ГРП на 1 скважину в месяц
составляет 0,585 тыс.т;

2.4. Окупаемость затрат составляет 6,5 месяцев

.

 

 

 

10. аналитические методы определения давления и температуры

Отправными точками гидродинамических методов исследований и расчетов являются значения пластового, забойного давлений и температуры. Для определения этих параметров существуют две возможности: непосредственные измерения их на забое манометрами и термометрами и использование аналитических расчетных методов. Выбор метода определения давления и температуры зависит от целей, поставленной задачи и возможностей измерительных приборов и их спуска на забой скважины. Ниже приводятся методы определения давления и температуры аналитическими методами.