Методов повышения нефтеотдачи (ГМПН) пластов

 

Объектом гидродинамического воздействия является объем пласта, отделенный от других его частей естественными и искусственными границами: литологическими, тектоническими нарушениями, линиями нагнетательных скважин и т.д.

К объектам гидродинамического воздействия относятся:

- блоки рядных и элементы площадной, избирательной и других систем размещения добывающих и нагнетательных скважин;

- зоны распространения различных типов коллекторов в объеме продуктивного горизонта;

- самостоятельные участки, блоки, поля разработки (ВНЗ, ГНЗ, низкопроницаемых зон и др.), отделенные от других частей залежи естественными или искусственно созданными границами;

- водонефтяные зоны, отделенные от чисто-нефтяных рядами нагнетательных скважин;

- подгазовые зоны, отделенные от нефтяных и газовых зон барьерами нагнетательных скважин (барьерное заводнение и его модификации);

- другие участки, пропластки, линзы, тупиковые зоны, выделяемые в самостоятельные элементы разработки;

Количественное определение эффективности ГМПН пластов, т.е. добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта.

Базовый вариант - это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов.

Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту.

Прогноз показателей разработки базового варианта (добыча нефти, жидкости, обводненность, количество скважин, перепадов давлений и др.) должен производиться на срок от одного до шести лет, в зависимости от применяемой технологии воздействия.

Добычу нефти (технологическая эффективность) за счет ГМПН пластов желательно определять ежеквартально.

В случаях, когда прирост добычи нефти за квартал окажется незначительным по сравнению с общей добычей нефти из объекта воздействия, квартальная эффективность оценивается как четвертая часть годового эффекта. Эффективность ГМПН пластов должна определяться в целом по объекту воздействия. В случаях, когда эффект определяется по отдельным скважинам (" скважинным" характеристикам), должен быть учтен эффект взаимовлияния скважин.

Выделение расчетных объектов гидродинамического воздействия для определения эффективности ГМПН должно основываться на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки продуктивных пластов. Если такие участки ранее не были выделены, их границы устанавливаются на основании геолого-промысловых материалов, подсчитываются балансовые запасы на этих участках, определяется степень и характер выработки запасов нефти из них. На объектах гидродинамического воздействия обычно применяется несколько ГМПН одновременно или со смещением во времени. В эти случаях определяется общая технологическая эффективность всех методов воздействия. Выделение эффекта от каждого вида гидродинамического воздействия может производиться условно с учетом степени воздействия и реализации.

Величина прироста конечной нефтеотдачи за счет методов гидродинамического воздействия определяется объемом дополнительно вовлекаемых в разработку балансовых запасов нефти.

Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти).

К увеличению конечной нефтеотдачи ведет, в частности, форсированный отбор жидкости вследствие повышения предела рентабельности эксплуатации скважин по обводненности продукции.

Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр.

При выборе и обосновании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов должны учитываться технические возможности наземного и подземного оборудования (конструкция скважин, устьевое оборудование, поверхностное обустройство, способы эксплуатации скважин, производительность насосных установок и др.).

Виды, объемы внедрения и ожидаемая эффективность обосновываются в технологических схемах, проектах разработки и доразработки нефтяных месторождений, а также в работах по текущему геолого-промысловому анализу и по результатам авторского надзора за реализацией проектных документов.

 

8.3 Методы расчета технологических показателей разработки базового варианта

 

Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы:

К первой группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Ко второй группе отнесены методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов (постоянно-действующие геолого-технологические модели).

Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость типа накопленная добыча нефти - накопленный отбор жидкости. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой.

Характеристики вытеснения позволяют судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов разработки в безразмерном виде позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

В практике разработки нефтяных месторождений, наряду с другими методами, характеристики вытеснения используются для оценки эффективности мероприятий по совершенствованию систем разработки. Внесение изменений в систему разработки, связанных с вовлечением в активную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных пластов, отражается на форме характеристик вытеснения, поскольку меняется характер динамики обводненности продукции.

Эта особенность характеристик вытеснения используется в практике разработки нефтяных месторождений для количественной оценки мероприятий по повышению ее эффективности.

Используемые в практике характеристики вытеснения можно разделить на два вида - интегральные и дифференциальные.

Интегральные характеристики вытеснения, как правило, устойчивы, слабо " реагируют" на случайные кратковременные изменения процесса разработки месторождения, и меняют свою форму лишь при существенных изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.

Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, нефтесодержание в отбираемой продукции или водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательный обработки данных, " отсеивания" случайных факторов при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.

Надежность количественных оценок эффективности ГМПН пластов по характеристикам вытеснения в значительной степени зависит от достоверности представления геологического строения объекта разработки или его участка, величины запасов нефти, степени и характера их выработки, стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку месторождения или его участков, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий период. Различное сочетание этих основных факторов может оказывать существенное влияние на поведение характеристик вытеснения в процессе извлечения запасов нефти. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристики вытеснения для экстраполяции на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения гидродинамического метода повышения нефтеотдачи (методы регулирования) на рассматриваемом объекте. Этим обстоятельством, по существу, и объясняется многообразие видов интегральных характеристик вытеснения, предложенных различными исследователями, каждая из которых, в зависимости от конкретных условий и особенностей процесса выработки запасов нефти, может оказаться наиболее приемлемой.

Характеристики вытеснения могут применяться для оценки эффективности практически всех методов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты, за исключением, возможно, подгазовых зон газонефтяных объектов разработки.

Следует иметь в виду, что 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, т.е. гидродинамическое воздействие может оказывать влияние как на конечную, так и на текущую нефтеотдачу. Поэтому при оценке технологической эффективности мероприятий следует использовать результаты текущего геолого-промыслового анализа с целью определения дополнительно вводимых в разработку запасов нефти в результате изменения систем воздействия, бурения самостоятельных скважин на отдельные прослои, линзы, тупиковые и слабодренируемые зоны.

Поскольку величины запасов нефти в этих зонах обычно невелики по сравнению с общими запасами нефти объекта разработки, влияние ввода их в активную разработку может оказаться слабо заметным на форме характеристики вытеснения. В этих случаях объемы добычи нефти, полученные из дополнительно введенных в разработку балансовых запасов нефти, должны определяться отдельно и целиком относиться к методу гидродинамического воздействия.

Использование характеристик вытеснения по отдельным скважинам для оценки эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи является весьма условным из-за существенных изменений режима работы каждой из них в течение периода эксплуатации и взаимовлияния работы окружающих скважин. В связи с этим использование скважинных характеристик вытеснения для оценки технологической эффективности гидродинамического воздействия не рекомендуется.

Для методов гидродинамического воздействия, предусматривающих вовлечение в активную разработку недренируемых запасов нефти, в начальный период разработки объекта рекомендуется применение дифференциальных характеристик вытеснения ввиду низкой обводненности продукции.

Для определения количественной эффективности гидродинамических методов увеличения текущей и конечной нефтеотдачи могут использоваться характеристики вытеснения различного вида, основными из которых являются следующие:

1. (предложена Назаровым С.Н. и Сипачевым Н.В.)

2. (предложена Камбаровым Г.С. и др.)

3. (предложена Пирвердяном A.M. и др.)

4. Q_н = А + B (предложена Казаковым А.А.)

5. Q_н = А + (предложена Черепахиным Н.А. и Мовмыгой Г.Т.)

6. Q_н = А + В ln Q_ж (предложена Сазоновым Б.Ф.)

7. Q_н = А + В ln Q_в (предложена Максимовым М.И.)

8. Q_н = А + В ln (предложена Гарбом Ф.А. и Циммерманом Э.Х.)

9. (предложена Французским институтом)

10. ln n_н = A + BlqQ_ж

11. q_н = q_oe^-at

12.

13. KИH = Q_н/V_бал = Q_ж/V_бал

14. KИH = Q_н/V_бал = q_н/V_бал,

где:

Q_н, Q_в, Q_ж - накопленная с начала разработки добыча нефти, воды, жидкости соответственно;

q_н, q_в, q_ж - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки соответственно;

А, В, с, a, b - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных;

n_н - среднегодовая доля нефти в добываемой жидкости;

q_о - годовая добыча нефти за первый год рассматриваемого периода;

t - время, годы;

V_бал - балансовые запасы нефти в пластовых условиях;

КИН - коэффициент извлечения нефти.

Интегральные характеристики вытеснения видов (2), (3), (6), (13) и дифференциальные характеристики вытеснения видов (10), (11), (12) и (14) являются наиболее простыми и удобными при " ручной" обработке данных для определения эффективности гидродинамического воздействия. Остальные виды характеристик вытеснения при " ручной" обработке фактических данных для количественной оценки эффекта от ГМПН требуют гораздо больших объемов вычислений или использования методов подбора различных величин и коэффициентов [11].

В этих случаях рекомендуется " машинная" обработка исходных данных с использованием ЭВМ, для чего необходимо составить для компьютера программу для выбора наилучшего вида характеристики вытеснения.

Дифференциальные характеристики вытеснения вида (11) и (12) для построения базового варианта и определения эффективности гидродинамического воздействия рекомендуется применять в период безводной добычи нефти. Коэффициенты a и b для этих характеристик вытеснения целесообразно определять с учетом сложившегося коэффициента падения дебитов нефти по рассматриваемому объекту до начала гидродинамического воздействия. В некоторых случаях коэффициент a для характеристики вытеснения вида (11) определяется как отношение средней начальной годовой добычи нефти одной скважины к извлекаемым запасам нефти на одну скважину.

Физически содержательная математическая модель (геолого-технологическая модель) процесса разработки пласта представляет собой систему дифференциальных уравнений, отражающих фундаментальные законы сохранения массы, импульса, энергии, которые с наибольшей полнотой на сегодня описывают изучаемый процесс. Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями, включающими управляющие воздействия на скважинах.

Особо следует отметить, что система уравнений с дополнительными условиями описывает фильтрационный процесс в области, которая, в свою очередь, является моделью реального геологического объекта, отличающегося, как правило, сложным строением. Эту модель называют геолого-математической моделью объекта разработки.

Основные требования, предъявляемые к современной физически содержательной математической модели процесса разработки, таковы:

- модель должна быть проблемно-ориентированной, т.е. должна учитывать все основные технологические факторы реализуемого процесса разработки (динамику фонда скважин, широкий спектр управляющих воздействий на скважинах, продуктивности скважин и т.п.);

- информационное обеспечение модели должно осуществляться в автоматизированном режиме;

- время расчетов должно быть практически приемлемым при проведении массовых расчетов;

- модель должна быть адаптирующейся по данным истории разработки.

Требования и технология создания постоянно-действующих геолого-технологических моделей изложена в " Регламенте" [5].

Следует подчеркнуть, что современные численные модели фильтрации в совокупности учитывают неоднородность пласта по толщине и простиранию, порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию, неодномерность и многофазность фильтрационных потоков, капиллярные и гравитационные силы, нелинейность законов фильтрации и др., т.е. все существенные геолого-физические и технологические факторы процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Поэтому модели хорошо адаптируются по данным истории разработки. С помощью моделей фильтрации, в принципе, можно давать надежные прогнозы технологических показателей разработки с гидродинамическими воздействиями любого вида, а также надежно оценивать эффективность проведенных мероприятий.

 

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться: