Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.pdf

52 снижается и под действием силы тяжести «жидкая» нефть стекает к нижней (эксплуатационной) скважине. Этот процесс помогает добиться высокого дебита по нефти.
Парогравитационное воздействие начинают с предварительного прогрева, в течение которого (несколько месяцев) циркулируют пар в обеих скважинах. Во время предварительного прогрева происходит разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, вязкость нефти в этой зоне снижается и в результате обеспечивается хорошая гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии производят нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар поднимается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и
«холодных» нефтенасыщенных толщин идет процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекает вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны.
Первый пилотный проект парогравитационного воздействия был реализован на крупнейшей в мире залежи природных битумов – на песчаниках Атабаска в Канаде. В течение первой стадии проекта в 1988 г. было пробурено три пары скважин с длиной горизонтальных участков 60 м. КИН по элементам составил 0,5, а накопленное паро-нефтяное соотношение не превысило 2,5, что подтвердило экономическую рентабельность проекта.
В России испытание метода парогравитационного дренирования проводят с 1999 г. на
Ашальчинском месторождении (Республика Татарстан).
Преимущества технологии парогравитационного дренирования: высокий (до 0,75) КИН при благоприятных условиях, непрерывный процесс добычи высоковязкой нефти, баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат – максимальные объемы извлечения, оптимальный суммарное паро-нефтяное соотношение.
Недостатки технологии парогравитационного дренирования: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью генерации пара; требуется источник большого объема воды, а также оборудование для подготовки воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

53
Лекция 10. Методы определения технологической эффективности МУН.
Технологическая эффективность МУН характеризуется:
– дополнительной добычей нефти;
– сокращением объема попутно добываемой воды.
Дополнительную добычу нефти за счет применения МУН определяют путем вычитания количества нефти, которое было бы добыто на объекте при базовом методе разработки из объема фактически добытой нефти за анализируемый период применения МУН.
Технологическую эффективность применения МУН определяют в условиях:
– применения МУН после определенного периода эксплуатации объекта разработки на базовом режиме;
– применения МУН с начала разработки объекта, то есть в условиях отсутствия фактических промысловых данных по применению базового варианта разработки объекта.
При применении МУН после определенного периода эксплуатации объекта на базовом режиме разработки и наличии фактических промысловых данных по этому периоду расчет дополнительной добычи нефти проводят в следующей последовательности:
– анализ и математическая обработка фактических промысловых данных разработки объекта базовым методом;
– экстраполяция результатов на период применения МУН;
– сопоставление фактических промысловых результатов применения МУН с экстраполированными показателями базового метода разработки.
Для обработки фактических промысловых данных и экстраполяции полученных результатов используют характеристики вытеснения (при применении заводнения), зависимости падения дебита нефти во времени (при естественном режиме разработки) или математические модели фильтрации, настраиваемые по данным истории разработки.
При применении МУН с начала разработки нефтепромыслового объекта и при отсутствии или недостаточном количестве фактических данных о применении базового варианта разработки определение дополнительной добычи нефти проводят с помощью технологической схемы.
Оценка технологической эффективности МУН с использованием характеристик
вытеснения.
Характеристикой вытеснения называют эмпирические зависимости между величинами отборов нефти, воды или жидкости, например «накопленная добыча нефти – накопленный отбор жидкости». Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке пластов на режиме вытеснения нефти водой.
Характеристики вытеснения позволяют судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснений различных объектов разработки в безразмерном виде позволяет сравнивать характеристики разработки этих объектов, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.
Характеристики вытеснения, наряду с другими методами, используют для оценки эффективности мероприятий по совершенствованию систем разработки.
Характеристики вытеснения подразделяются на две большие группы – кривые обводнения и кривые падения.
Кривые обводнения – это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин (участка) в зависимости от накопленной добычи жидкости.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

54
Кривые падения – это зависимость текущей добычей нефти от времени или зависимость между текущей и накопленной добычей нефти. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени.
Внесение изменений в систему разработки, влияющих на вовлечение в активную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных пластов, отражается на форме характеристики вытеснения. Эту особенность характеристик вытеснения используют для количественной оценки технологической эффективности МУН.
Существуют различные эмпирические формулы для описания характеристик вытеснения
(более 70), наиболее распространенными из которых являются:
????
Н
= ???? +
????
????
Ж
(1)
????
Н
= ???? +
????
√????
Ж
(2)
????
Н
= ???? + ????
????
Н
????
????
(3)
????
Н
= ???? + ????????????????
Ж
(4)
????
Н
= ???? + ????????????????
В
(5)
????
Н
= ???? + ???????????? (
????
В
????
Н
) (6)
????
В
????
Н
= ???? + ????????
????????
Н
(7)
????????(????
Н
) = ???? + ????????????????
Ж
(8)
????
Н
= ????
0
????
−????????
(9)
????
Н
=
????
0 1 + ????????
(10) где Q
Н
, Q
В
, Q
Ж
– накопленная добыча нефти, воды и жидкости; q
Н
, q
В
, q
Ж
– текущие дебиты нефти, воды и жидкости; А, В, С, α, β – коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных; q
0
– годовая добыча нефти за первый год рассматриваемого периода; t - время
(годы).
Формулы (1) – (10), как и большинство других, описывают реальные характеристики вытеснения при обводненности добываемой продукции более 50 – 60%.
Использование характеристик вытеснения позволяет дать прогноз базовой добычи, которая была бы достигнута без применения МУН.
Пример. Оценка изменения добычи нефти в результате применения МУН с использованием характеристики вытеснения в координатах «накопленная добыча жидкости – накопленная добыча нефти».
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

55
Рисунок 15. График зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости
(для оценки технологической эффективности МУН по характеристике вытеснения)
Кривые в этих координатах имеют 3 характерные участка (рис. 15): начальный АB, соответствующий безводной стадии эксплуатации (линейная зависимость Q
Н
от Q
Ж
); средний BC
(обычно может быть описан полиномом 2-й или 3-й степени); конечный CDE, характерный для поздней стадии разработки. Участок CDE стремится к асимптоте, соответствующей извлекаемым запасам без применения МУН, и может быть описан гиперболой
????
Н
= ???? +
????
????
Ж
(1)
Начало применения МУН на рис. 15 – точка D. По участку CD (по фактическим данным, использованным для построения этого участка графика) рассчитывают коэффициенты A и B формулы (1) с помощью метода «наименьших квадратов», и по формуле (1) экстраполируют кривую CD на участок DE – прогнозируют базовую добычу, которая была бы достигнута без применения МУН. Добычу нефти за счет применения МУН (ΔQ
Н
) находят как разность между фактической добычей (участок DF) и экстраполируемой частью кривой (DE).
Для повышения точности расчета объема дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения рекомендуется последовательно использовать не менее 5 формул (1)
– (10) для прогноза базовой добычи, которая была бы достигнута без применения МУН. В случае значительного разброса в численных значениях результатов, или когда статистические критерии не позволяют однозначно выбрать одну из формул (1) – (10) для аппроксимации фактических данных, выделяют 3 – 4 формулы, которые дают наиболее близкие численные значения и рассчитывают среднеарифметическую величину дополнительной добычи нефти.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

56
Изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируемых запасов нефти (в тупиковых зонах, отдельных прослоях, линзах и т.д.), так и с перераспределением отборов жидкости и закачки воды по скважинам.
Характеристики вытеснения можно применять для оценки технологической эффективности практически всех МУН, связанных с заводнением.
Для оценки технологической эффективности МУН не рекомендуется использовать характеристики вытеснения по отдельным скважинам из-за существенных изменений режима работы каждой из них в течение периода эксплуатации, взаимного влияния окружающих скважин, а также в связи с тем, что динамика показателей отдельной скважины может меняться в результате геолого-технологических работ, а не применения МУН.
Оценка технологической эффективности МУН с использованием технологической
схемы
Если разработку месторождения (участка) с применением МУН осуществляют в полном соответствии с технологической схемой (темпы разбуривания, закачки воды и реагентов в пласт и т.д.), дополнительную добычу нефти определяют непосредственно по технологической схеме, где приведены данные как для базового варианта разработки, так и для варианта разработки с применением МУН.
Если имеются отклонения от принятых темпов разбуривания, закачки реагентов в пласт и др., то проводят соответствующую корректировку технологической схемы, которая заключается в расчетах дополнительных вариантов: базового и с применением МУН. В отдельных случаях может быть использована приближенная методика расчета дополнительной добычи с помощью имеющихся в технологической схеме вариантов. Эта методика расчета основана на предположении, что фактическое и рассчитанное в технологической схеме соотношение накопленной добычи нефти в базовом варианте и в варианте с применением МУН совпадают при одинаковых объемах закачанных в пласт воды и реагентов. Пример использования такой приближенной методики приведен в РД 153-39.1-004-96 «Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов».
Оценка технологической эффективности МУН методом прямого счета
Для экспресс-оценки изменения добычи нефти в результате применения МУН можно использовать методику «прямого счета» с использованием месячных величин добычи нефти по месторождению (опытному участку).
Строят график добычи нефти по участку применения МУН в координатах «дебит нефти – месяц» (рис. 16), при этом за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1 – 2 года ранее месяца начала применения МУН, то есть в качестве «ближней предыстории» выбирают 12(24) месяцев (за
12(24)-й месяц предыстории принимают месяц начала применения МУН). На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам «предыстории» и «истории» и проводят вертикальную линию через месяц начала применения МУН. Рассчитывают среднюю месячную добычу нефти за
12(24) месяцев предыстории и проводят равную ей по величине горизонтальную линию до пересечения с вертикальной линией. Затем период предыстории делят на два равных полупериода второй вертикальной линией (на рис. 16 показана пунктиром). Теперь на графике период предыстории состоит из 4-х квадрантов: квадранты а и б расположены «выше» среднемесячной добычи нефти, в и г – «ниже».
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

57
Рисунок 16. Динамика добычи нефти по участку применения МУН для оценки эффективности
МУН методом «прямого счета» («ручной расчет»)
Для определения наличия тренда можно использовать коэффициент ассоциации К
А
:
К
А
= (а·г – б·в)/(а·г + б·в) или коэффициент контингенции К
К
:
????
????
= а ∙ г − б ∙ в
√(а + б)(в + г)(а + в)(б + г)
где а, б, в и г – количество точек в соответствующих квадрантах. Коэффициент ассоциации К
А
может принимать значения от –1 до +1. Когда К
А
> │0,5│, тренд считается установленным
(положительный или отрицательный знак К
А
свидетельствует о прямой или обратной зависимости). Коэффициент контингенции К
К
также изменяется от -1 до +1, его значения всегда
(за исключением граничных случаев K
K
= ±1) несколько меньше значений К
А
, тренд считается установленным если К
К
> │0,3│ Для качественной оценки наличия тренда при использовании К
А
и К
К
можно руководствоваться шкалой Чеддока:
Значение │К
А,
(К
К
)│
0,1 – 0,3 0,3 – 0,5 0,5 – 0,7 0,7 – 0,9 0,9 – 0,99 тренд слабый умеренный заметный высокий весьма высокий
Для данных рис. 14 К
А
= –0,82; К
К
= –0,51. Далее определяют количественные показатели тренда.
Для этого рассчитывают среднюю добычу за первый и второй периоды предыстории и по ним графическим или расчетным путем на график наносят прямую тренда до пересечения с вертикальной линией, проходящей через месяц начала применения МУН. Точка пересечения указанных линий «дает» базовую среднемесячную добычу нефти, которую принимают постоянной на весь период истории. То есть считают, что изменение добычи нефти (падение или рост) происходит только в период предыстории, а в период после применения МУН базовая добыча нефти постоянна, что занижает технологический эффект при оценке МУН, осуществленных в
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

58 период падения базовой добычи и завышает, если МУН осуществляли в период роста базовой добычи.
По положению точек относительно базовой добычи нефти после начала применения МУН наглядно выявляется эффект от применения МУН и его динамика.
Для количественного определения эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала применения МУН до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу, и умножением на указанное число месяцев рассчитывают дополнительную добычу нефти и ее долю от всей добычи нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект.
Вместо «ручного расчета» тренда и базовой добычи можно воспользоваться встроенными инструментами MS Excel (рис. 17).
Рисунок 17. Динамика добычи нефти по участку применения МУН для оценки эффективности
МУН методом «прямого счета» (MS Excel)
В процессе разработки месторождений, как при базовом методе, так и с применением МУН, могут проводиться мероприятия по повышению эффективности работы скважин и пласта
(единичные обработки призабойной зоны, изменение давления нагнетания и отбора, бурение дополнительных скважин и т.д.), которые являются составной частью процесса разработки объекта. Разделить эффект от их применения и от применения МУН невозможно.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts