1.2 Методы оценки нефтеотдачи

Эффективность МУН определяется основным критерием - приростом конечного КНО за счет реализации метода по сравнению с базовой (проектной) системой разработки объекта. Предварительная оценка проводится по динамике текущей добычи нефти, воды.

Оценка успешности промыслового эксперимента новых МУН может проводится следующими способами:

1) сравнение базовой нефтеотдачи пласта (без применения МУН) с фактической (после проведенного МУН);

2) сравнение нефтеотдачи пласта опытных и контрольных участков;

3) определение остаточного нефтенасыщения

1.2.1 Сравнение базовой нефтеотдачи (без применения мун) с фактической (после проведения мун)

существует два способа определения базовых показателей: детерминированные методы математического моделирования и статистические методы прогноза.

а) Математическое моделирование.

Расчет базового варианта по математической модели представляется целесообразным в том случае, если объем информации о пласте и степень совершенства методики расчета позволяют определять технологические показатели с точностью, достаточной для сравнения с фактическими показателями применения МУН. В действительности же, ввиду ограниченности размеров опытных участков и числа скважин - источников информации, возможная ошибка в определении нефтеотдачи с применением традиционных видов воздействия, как правило, превышает потенциальный прирост нефтеотдачи за счет таких методов, как например, заводнение с ПАВ. [17]

б) Статистические методы оценки нефтеотдачи.

Определение базовых показателей проводится по зависимости (уравнение регрессии), которая описывает базовую систему разработки.

Данные методы прогноза подразделяются на три группы.

Первая группа- Первым методом является метод кривой средней производительности, заключающийся в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам. данный метод явился основой зависимостей Б.Т. Баишева, И.Г. Пермякова, В.Г Оганджанянца, В.В. Исайчева, В.Ф. Усенко, Б.В. Щитова, А. И. Вашуркина, А.В. Копытова, и др. Метод построения кривых падения добычи применяется при малой (до 30-40%) обводненности продукции скважин.

Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других, которые принято называть характеристиками вытеснения.

По определению М.И. Максимова под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации.

Использование интегральных характеристик возможно на поздней стадии разработки участка на режиме обычного заводнения.

Надежность прогноза нефтеотдачи по характеристикам вытеснения в значительной степени зависит от достоверности представления геологического строения объекта разработки, величины запасов, степени и характера выработки их, стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку участков месторождения, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий период [32]. В этом перечне необходимо особо выделить стабильность системы разработки площади, который, по нашему мнению, является в большинстве случаев определяющим фактором ограничения применения характеристик вытеснения. Вследствие упрощения характеристик вытеснения, а именно представления в виде двухпараметрических зависимостей точность расчетов снижается, особенно при анализе процесса разработки зонально и послойно неоднородных залежей [76].

Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснении позволяет производить прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи на непродолжительный, до пяти лет, период.

Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристики вытеснения на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке. 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 [РД 39-0147035]. Надежность результатов расчетов для каждого вида зависимости оценивается по устойчивости дополнительной добычи нефти, вычисленной для разной продолжительности базы сравнения. Из всех зависимостей предпочтение отдается тем из них, которые имеют устойчивые значения дополнительной добычи нефти при изменении, продолжительности базы сравнения в интервале 3-4 месяцев и более, по оставшимся зависимостям определяются те из них, которые имеют минимальное среднеквадратичное отклонение восстановленных величин, и берется их среднее значение.

Среднее значение текущего прироста нефтеотдачи, определяется как соотношение накопленной дополнительной добычи нефти, рассчитанные по данным методам, к балансовым запасам.

Действие химреагента может проводить к изменениям не только благодаря своим физико-химическим свойствам, но для некоторых участкам и за счет гидродинамических эффектов. Это связано с определенным сочетанием системы заводнения и литолого-фациальной зональности опытного участка. Поэтому для достоверности определения технологического эффекта по характеристикам вытеснения его нужно дополнять оценкой эффекта по отдельным скважинам.

Третья группа - методы, основанные на выявлении закономерностей нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки, полученных в результате анализа фактических данных множества месторождений. Полученные статистические модели для разных нефтегазоносных районов страны, можно использовать для прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи других новых месторождений, геолого-физические свойства и некоторые показатели разработки которых схожи с анализируемыми.

Эти модели основываются на различной геолого-промысловой информации, поэтому при использовании многомерных корреляционных зависимостей необходимо, чтобы геологические и технологические факторы исследуемых залежей соответствовали входным данным статистических моделей. Наиболее точные результаты оценки коэффициентов нефтеотдачи по ним можно получить в случае, когда параметры месторождений близки к их средним величинам, используемым при построении моделей.

Преимущество использования моделей третьей группы заключается в простоте расчетов базовой нефтеотдачи, главным недостатком является лимитированные геолого-физические и технологические условия месторождения.

К этой подгруппе можно отнести модели Кожакина С.В., Гомзикова В.К., Молотовой М.А., Чоловского И.П, Абасова М.Т., Ивановой М.М., Абызбаева И.И., Хитровой Г.А., Токарева М.А., Мухаметшина В.Ш., Крейза, Баклея, Гутри, Гринбергера и других.