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
14.11.2016
Источник: Журнал «PROнефть»
Основная стратегическая задача, которая в настоящее время стоит перед нефтяными компаниями - повышение эффективности бизнеса в условиях истощения запасов в традиционных регионах добычи. В связи с этим недостаточно только реагировать на уже произошедшее событие, повлекшее снижение добычи нефти. Необходимо внедрение проактивного подхода, обеспечивающего переход от диагностики причин потерь добычи нефти к анализу и управлению добычей.
Для прогноза эксплуатационных показателей можно использовать различные модели:
Статистические (кривые Арпса и Фетковича, многомерные линейные регрессии, спектральные и вейвлет методы и др.);
Феноменологические (CRM, M-ARX и др.);
Физико-математические.
Решению этой задачи в разрезе одиночного элемента разработки или участка пласта с набором скважин посвящено большое число публикаций . В зависимости от предпосылок и исходных условий их авторы рассматривают одну модель или проводят сравнительный анализ нескольких моделей. Несмотря на детальный разбор алгоритмов и наличие в большинстве случаев достаточно подробного описания области их применения, практически во всех работах, за исключением , отсутствуют результаты исследований, позволяющие оценить прогнозную способность моделей на базе промысловых данных.
Основываясь на обобщении результатов исследований и собственном опыте, авторы данной работы пришли к выводу, что оптимальный выбор вида и размерности модели определяются следующими ключевыми критериями: наличием подвижных водяной и газовой фаз, осложняющих геологических факторов, чувствительностью к полноте и качеству исходных данных, возможностью автоматизации расчетов. Руководствуясь указанными критериями и структурой ресурсной базы компании «Газпром нефть» по текущим активам, в качестве приоритетной была выбрана модель дифференциального материального баланса.
В статье рассматривается базовый инструментарий блочного и факторного анализов, приводятся алгоритм и методологическое содержание проактивного подхода, на основе которого разработан инструмент повышения эффективности управления базовой добычей.
Базовый инструментарий блочного и факторного анализов
Целью блочного анализа является системное регулирование разработки месторождения комплексом геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленное на решение следующих основных задач:
Снижение темпов падения базовой добычи нефти вследствие недостаточной компенсации отборов закачкой;
Достижение и поддержание пластового давления (ППД);
Увеличение темпов отбора остаточных извлекаемых запасов;
Достижение максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) при минимальном накопленном водонефтяном факторе;
Сокращение непроизводительной закачки.
Для выполнения блочного анализа необходимо разделение объекта разработки на элементы заводнения - участки пласта, желательно гидродинамически замкнутые, заданные для упрощения анализа процесса заводнения. Принципиальная схема мониторинга эффективности заводнения с помощью блочного анализа приведена на рис. 1.
Количественная оценка влияния различных технологических показателей эксплуатации скважин на фактическую добычу (по скважине, ячейке заводнения или в целом по пласту), а также выявление и распределение причин недостижения плановых показателей выполняются посредством факторного анализа.
Рис. 1. Упрощенная схема использования блочного анализа
Методологическое содержание проактивного блочного анализа (ПБА)
Сделать инструмент блочного анализа проактивным позволил учет геолого-физических параметров залежи и динамики показателей разработки месторождения путем адаптации моделей материального баланса и характеристики вытеснения. В итоге после кардинальной доработки алгоритмов последовательность решения задачи выглядит следующим образом.
1. Адаптация PVT-параметров. Адаптация выполняется путем автоматического подбора относительной плотности растворенного газа (как правило, параметра, определенного с наибольшей неопределенностью), обеспечивающей выполнение двух условий: объемные коэффициенты нефти и воды, как и сжимаемость нефти и воды, по PVT-корреляции равны заданному значению (при начальных термобарических условиях). Вид PVT-корреляций выбирается исходя из начального газосодержания нефти.
2. Определение времени задержки реакции скважин (добычи жидкости) на изменение закачки. При прогнозе дебита жидкости учитывается время задержки реакции на изменение закачки, которое зависит от пьезопроводности пласта и среднего расстояния в элементе заводнения между добывающими и нагнетательными скважинами. Время задержки реакции определяется в два шага: аналитическое приближение и уточняющий корреляционный анализ суммарных по ячейке эксплуатационных показателей.
3. Адаптация модели материального баланса. В модели материального баланса пластовое давление на каждый хронологический шаг рассчитывается по уравнению материального баланса
где N p - накопленная добыча нефти, м 3 ; B o i , B w - текущий объемный коэффициент соответственно нефти и воды, м 3 /м 3 ; N - балансовые запасы нефти, м 3 ; B o i-1 -объемный коэффициент нефти на предыдущем шаге, м 3 /м 3 ;
Δp - изменение пластового давления относительно предыдущего, МПа; c e - эффективная сжимаемость системы, МПа -1 ; W e - приток воды из-за контура, м 3 ; W inj , W p - накопленная соответственно закачка и добыча воды, м 3 .
При этом на каждом шаге решаются уравнения фильтрации, уточняются PVT-зависимости, текущая нефтенасыщенность, объем порового пространства и набор второстепенных параметров, также зависимых от пластового давления. Поэтому сходимость достигается путем итеративного решения системы уравнений.
Для адаптации модели материального баланса применяется один из методов безусловной оптимизации вещественной функции нескольких переменных без использования градиентов целевой функции. Совмещение модельных и фактических данных достигается изменением коэффициента эффективной закачки и объема притока воды из-за контура с учетом среднего текущего пластового давления в элементе.
Функционал невязки рассчитывается по формуле
где Q l f , Q l m - соответственно фактическая и модельная добыча жидкости в ячейке, м 3 /мес.
Для валидации разработанных алгоритмов была выполнена серия расчетов по элементам разработки, охваченным повторяющимися гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС). Результаты ретроспективного анализа по одному из участков Шингинского месторождения приведены на рис. 2.
Рис. 2. Сравнение прогнозных (модельных) и фактических (по данным ГДИС) значений пластового pпл (а) и забойного pзаб (б) давления
Относительная погрешность определения пластового давления при прогнозе длительностью 11 мес не превышает 15 % в данном случае и 17 % в среднем по выборке.
4. Адаптация модели характеристики вытеснения по фактическим данным. Модельная характеристика вытеснения описывает процесс вытеснения нефти в слоисто-неоднородном пласте и является функцией коэффициента вытеснения, коэффициента вариации, соотношения подвижностей, текущей и начальной обводненности.
В процессе адаптации минимизируется функционал невязки
где K l f , K l m - соответственно фактический и модельный КИН.
Пример адаптации характеристики вытеснения приведен на рис. 3.
5. Ретроспективный анализ характеристики вытеснения. Этот анализ необходим для исследования характера роста обводненности: диагностики прорыва закачиваемой воды по техногенным трещинам, формирования конусов воды, технических проблем в скважинах и количественной оценки потерь добычи нефти вследствие увеличения обводненности опережающим темпом.
В ходе анализа прогнозируется добыча нефти на заданный период при фиксированных добыче жидкости и закачке. Отклонение фактических значений на характеристике вытеснения от прогнозных позволяет своевременно выявить аномальный рост обводненности и принять меры по устранению его причин.
6. Прогноз показателей разработки. Прогноз данных показателей выполняется при фиксированной (на последний месяц) закачке с учетом времени задержки реакции добычи на изменение закачки.
Прогноз добычи жидкости и пластового давления выполняется путем совместного решения уравнений материального баланса и фильтрации на стационарном режиме с учетом PVT-зависимостей.
Изменение подвижности в процессе разработки учитывается уточнением эффективной вязкости на каждом временном шаге. Прогноз обводненности и добычи нефти осуществляется по прогнозной характеристике вытеснения. Ключевым параметром, определяемым по модели вытеснения, является также величина извлекаемых запасов нефти (при 98 и 100%-ной обводненности).
Рис. 3. Модельная (1) и фактическая (2) характеристики вытеснения
Благодаря проведенным консультациям с профильными специалистами компании существенно расширен опциональный функционал: сценарное моделирование (переводы добывающих скважин под закачку), разделение потерь добычи нефти на группы скважин (с установившимся и неустановившимся режимами фильтрации), учет скважин с ГТМ и др.
7. Расчет целевой закачки и компенсации. Целевой уровень закачки и текущей компенсации определяется из условия предотвращения в ходе дальнейшей эксплуатации потерь добычи нефти вследствие снижения пластового давления.
При недокомпенсации дополнительно рассчитывается величина необходимого увеличения среднесуточной закачки по элементу. Оперируя этим значением, можно оперативно принять решение о методе воздействия: например, регулировании приемистости нагнетательных скважин.
При текущем уровне закачки, превышающем целевой, и текущем расчетном пластовом давлении, превышающем начальное, по ячейке выдается рекомендация о необходимости уменьшить приемистость нагнетательных скважин с целью предотвращения «перекачивания» участка залежи.
8. Детализированный факторный анализ. Потери добычи нефти рассчитываются по следующим факторам:
Пластовому давлению, рассчитанному по модели материального баланса;
Забойному давлению;
Коэффициенту продуктивности;
Обводненности (естественной и опережающей);
Коэффициенту эксплуатации;
Среднему действующему фонду скважин.
Потери нефти ΔQ н из-за снижения добычи жидкости разделяются на потери по коэффициенту продуктивности, пластовому и забойному давлениям согласно следующим формулам:
где K пр - коэффициент продуктивности; W - обводненность; индексы 1 и 2 соответствуют времени t 1 и t 2 .
Потери добычи нефти по причине роста обводненности разделяются на потери по естественному обводнению и обводнению опережающим темпом, рассчитанному по результатам ретроспективного анализа.
На этапах 1, 3 и 4 предусмотрена возможность полной автоматизации последовательности операций.
Пример диагностики потерь добычи нефти из-за снижения пластового давления приведен на рис. 4. Результаты расчетов свидетельствуют о недостаточной компенсации отборов закачкой, несмотря на значительную текущую компенсацию: 142 % при целевом уровне 158 %. Непроизводительная закачка, вероятно, обусловлена краевым расположением ячейки и погрешностями расчета коэффициентов участия в разработке, так как расчетное среднее пластовое давление в элементе согласуется с результатами ГДИС по трем добывающим скважинам.
Рис. 4. Динамика пластового давления по результатам ПБА для элемента заводнения одного из эксплуатационных объектов ООО «Газпромнефть-Хантос»
Несмотря на рост добычи жидкости и нефти в последние 8 мес вследствие проведения ГТМ по снижению забойного давления в добывающих скважинах, результаты расчетов свидетельствуют о фактическом снижении пластового давления (на 0,66 МПа за 8 мес) и сохранении негативного тренда на прогноз (на 0,32 МПа за 3 мес). По результатам ПБА даны рекомендации по увеличению закачки до целевого уровня. Пример диагностики потерь добычи нефти из-за опережающего обводнения скважинной продукции приведен на рис. 5.
Рис. 5. Характеристика вытеснения по результатам ПБА для элемента заводнения одного из эксплуатационных объектов ООО «Газпромнефть-Хантос»
По результатам ретроспективного ПБА выявлен негативный характер изменения обводненности. Оперативная диагностика и проведение мероприятий по выравниванию профилей приемистости в группе скважин позволили снизить темп роста обводненности, что дало возможность предотвратить большую часть потерь нефти.
Выводы
1. Разработанная методология прогноза динамики показателей разработки позволяет перейти от реактивного анализа к проактивному по большинству текущих активов компании.
2. Реализованные алгоритмы способствуют решению ряда важнейших задач по управлению базовой добычей: минимизировать потери добычи нефти вследствие снижения пластового давления, диагностировать рост обводненности опережающими темпами и повысить энергоэффективность путем снижения непроизводительной закачки.
3. Внедрение ПБА в тестовом режиме на объектах ООО «Газпромнефть-Хантос» в 2015 г. позволило заметно повысить эффективность и оперативность подготовки программ мероприятий по базовому фонду скважин. Основной объем рекомендаций касается мероприятия по выравниванию профилей приемистости и управлению заводнением, в том числе переводов добывающих скважин под закачку.
4. Результаты тестовой эксплуатации свидетельствуют о перспективности совершенствования разработанного инструмента повышения эффективности управления базовой добычей до уровня программного обеспечения и последующего его внедрения в промышленную эксплуатацию в блоке разведки и добычи.
Список литературы
1. Ojo K.P., Tiab D., Osisanya S.O. Dynamic Material Balance Equation and Solution Technique Using Production and PVT Data//Petroleum Society of Canada. - 2006. - March 1. - DOI:10.2118/06-03-03.
2. Rezapour A., Ortega A., Ershaghi I. Reservoir Waterflooding System Identification and Model Validation with Injection/ Production Rate Fluctuations//Society of Petroleum Engineers. - 2015. - April 27. - DOI:10.2118/174052-MS.
3. Ling K., He J. Theoretical Bases of Arps Empirical Decline Curves//Society of Petroleum Engineers.
- 2012. - January 1. - DOI:10.2118/161767-MS.
4. Decline Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases/ L.E. Doublet, P.K. Pande, T.J. McCollum, T.A. Blasingame//Society of Petroleum Engineers. - 1994. - January 1. - DOI:10.2118/28688-MS.
5. Izgec O., Sayarpour M., Shook G.M. Optimizing Volumetric Sweep Efficiency in Waterfloods by Integrating Streamlines, Design of Experiments, and Hydrocarbon Curves// Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/132609-MS.
6. Grinestaff G.H. Waterflood Pattern Allocations: Quantifying the Injector to Producer Relationship with Streamline Simulation//Society of Petroleum Engineers. - 1999. - January 1. DOI:10.2118/54616-MS.
7. Thiele, M.R., Batycky R.P., Fenwick D.H. Streamline Simulation for Modern Reservoir-Engineering Workflows. Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/118608-JPT.
8. Cao F., Luo H., Lake L.W. Development of a Fully Coupled Two-phase Flow Based Capacitance Resistance Model (CRM)//Society of Petroleum Engineers. -2014. - April 12. DOI:10.2118/169485-MS.
9. Streamlines for the Target Injection Calculation in Complex Field Conditions/ A. Gladkov, D. Kondakov, R. Gareev //Society of Petroleum Engineers. - 2013. - October 15. - DOI:10.2118/166874-MS.
10. A Multivariate Autoregressive Model for Characterizing Producer-producer Relationships in Waterfloods from Injection/Production Rate Fluctuations/ K.-H. Lee, A. Ortega, N. Jafroodi, I. Ershaghi//Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/132625-MS
11. El-Khatib N.A. Waterflooding Performance in Inclined Communicating Stratified Reservoirs//Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/126344-MS
12. Galeev D., Dadalko R., Potapov A. Criteria and Techniques of Waterflooding Adjustment for Brownfield (Russian)//Society of Petroleum Engineers. - 2014. - October 14. - DOI:10.2118/171150-RU
13. Cao F., Luo H., Lake L.W. Development of a Fully Coupled Two-phase Flow Based Capacitance Resistance Model (CRM)//Society of Petroleum Engineers. - 2014. - April 12. - DOI:10.2118/169485-MS
Авторы статьи: А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.Ю. Шеремеев, А.С. Маргарит, А.В. Ахметов (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)), Д.Ю. Колупаев, Д.А. Ищук, М.А. Шакиров (ООО «Газпромнефть-Хантос») 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»
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.
Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр.
В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам.
К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них жидкостей и др.
К числу основных технологических факторов, влияющих на показатели заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся: параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, условия разработки смежных пластов, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах.
Обработка данных наблюдений за заводнением залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на разные даты разработки, в том числе и на дату анализа разработки. Зная положение ВНК, можно установить текущее положение контура нефтеносности и объем промытой части пласта.
В настоящее время в связи с развитием методов контроля за разработкой нефтяных месторождений значительно расширились представления о характере перемещения . Выделяются две основные формы перемещения : подъем по вертикали и послойное обводнение нефтяной залежи.
В результате совместного действия большого числа факторов в процессе перемещения по пласту движется неравномерно и принимает обычно очень сложную геометрическую форму. На многопластовом месторождении из-за различия литологического строения объекта по толщине формируется несколько самостоятельных фронтов вытеснения с различными скоростями движения.
(6.2)
где:
Следует отметить, что при этом также обязательным условием является обводнение нефтяного пласта с подошвы. Таким образом, для многопластовых месторождений с четко изолированными пластами, эксплуатируемыми одним фильтром, косвенные методы не применимы. Если по залежи имеется хотя бы небольшое количество геофизических исследований по контролю за перемещением в процессе разработки, необходимо сравнить данные геофизики и расчетные данные по предложенным косвенным методам контроля. Рассматриваемые косвенные методы дают, как правило завышенную обводненную толщину пласта, поэтому, если есть возможность, в расчетные данные желательно вносить поправки, находимые из сравнения геофизических и расчетных данных.
Косвенные методы определения текущего положения используются для построения кривой идеального подъема (а) или карты поверхности (б). Оба метода служат основой для построения карты остаточной нефтенасыщенной толщины на дату анализа разработки.
Для обработки всех данных о перемещении в процессе разработки и для сведения всех данных к одному моменту времени во многих случаях целесообразно построение кривой идеального вытеснения или, иначе, кривой идеального подъема .
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 .
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 - , ).
Определение остаточных запасов нефти , находящихся на дату анализа в нефтенасыщенном объеме , можно производить по следующим формулам.
Сумма объемов залежи и равна начальному нефтесодержащему объему залежи :
Баланс запасов нефти (приближенно) можно записать
(6.7)
где:
Объем можно представить состоящим из двух частей:
(6.8)
где:
Следовательно и можно представить как сумму
Объем прерывистой части пласта 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. , где: - начальный объем прерывистой части пласта.
Для неразбуренных залежей на начальной стадии проектирования 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 и , то есть сложность заключается в определении текущего положения фронта заводнения (текущего ) и текущих контуров нефтеносности.
Как известно, при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи рассматривается как произведение трех коэффициентов
(6.10)
где:
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.
(6.11)
где:
Коэффициент охвата заводнением (часто называется коэффициент заводнения) - это отношение объема промытой части пласта – к объему пласта занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта – . 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 - (коэффициент потерь нефти из-за прерывистости пласта) определяется как отношение объема (запасов), охваченного воздействием, ко всему (начальному) объему (запасам) пласта (залежи).
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 . 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 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)
где:
Под обводненной частью пласта понимается объем (запасы нефти), заключенный между начальным и текущим положением .
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
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)
где:
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)
где:
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 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 . На основе всех имеющихся данных определяется среднеарифметическое значение абсолютной отметки текущего на дату анализа. На предварительно построенный график распределения начальных балансовых запасов по высоте залежи () наносится отметка среднего значения текущего 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.
