процессы разработки нефтяных месторождений

На рис. 24.4 показана характерная динамика процесса развития микроорганизмов и генерации метаболитов. На рис. 24.5, 24.6 построены графики зависимостей числа клеток, а также концентраций БиоПАВ и СO2 от времени.

Перейдем к технологическим показателям разработки. Распределение концентраций СO2 и БиоПАВ в пласте полагаем предзаданными, а коэффициенты α и β (в дальнейшем) зависящими от соответствующих концентраций, и, таким образом, от времени. Уравнения движения фронта капиллярной пропитки при существенно нелинейных зависимостях скорости капиллярного впитывания в блоки не имеют аналитического решения, поэтому решаются численно.

lgN

Рис. 24.4 Динамика роста микроорганизмов:

А – логарифмическая зависимость числа клеток (lgN);

В – логарифмическая зависимость конценlgC трации метаболитов (lgC);

1 – фаза запаздывания роста (лаг-фаза);

2 – фаза экспоненциального роста;

3 – фаза замедления (отрицательного ускорения) роста; 4 – стационарная фаза;

5 – фаза ускоренного отмирания;

6 – фаза экспоненциального отмирания

286

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

чем при обычном заводнении (рис. 24.9). При этом на один и тот же объем закачанной жидкости в охваченном объеме достигается существенно больший коэффициент нефтеотдачи (рис. 24.10). Снижение скорости охвата блоков пропиткой при мелассном заводнении существенно снижает опасность прорыва воды к добывающим скважинам, т.е. непроизводительного расходования нагнетаемой воды, и конечная нефтеотдача будет при мелассной технологии выше для той же величины водонефтяного фактора, что при обычном заводнении.

Рис. 24.7 Зависимость коэффициента нефтеотдачи блока во времени

Рис. 24.8 Зависимость скорости капиллярного впитывания от времени

288

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Лекция №25

План:

1.Анализ технологической эффективности применения МУН и ОПЗ.

2.Идентификация добывающих скважин опытного участка.

3.Канонический подход к оценке пригодности участка для анализа.

4.Методы прямой оценки эффективности применения геологотехнических мероприятий. Применение динамических рядов (методика «прямого счета»).

5.Характеристики вытеснения (ХВ). Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением ХВ.

6.Методология корректного выбора и использования ХВ.

Анализ технологической эффективности применения МУН и ОПЗ

Анализ технологической эффективности геолого-технических мероприятий, к которым относятся МУН и ОПЗ, состоит из ряда последовательных этапов:

-идентификация добывающих скважин опытного участка;

-определение пригодности участка для проведения анализа эффективности;

-определение методов оценки эффективности, пригодных для анализа;

-собственно оценка эффективности МУН и ОПЗ.

Идентификация добывающих скважин опытного участка

После того, как выбран и сформирован участок (в более простом случае объект разработки), подлежащий оценке эффективности применения на нем МУН, одной из важнейших задач является идентификация (выявление, распознавание) добывающих скважин, реагирующих на закачку воды в конкретную нагнетательную скважину опытного участка. При этом нередко существуют трудности, связанные с широкомасштабным применением рассредоточенного заводнения на основных эксплуатационных объектах крупных месторождений, разрабатываемых внутриконтурным заводнением. На этой основе проявляется сильное взаимовлияние (интерференция) элементов раз-

290

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

работки, которое для поздней стадии разработки существенно нестационарно. Поэтому можно лишь качественно определить добывающие скважины, реагирующие на закачку воды в конкретную нагнетательную скважину в определенный промежуток времени в условиях постоянно меняющейся внутренней (в пределах участка) и внешней (за пределами участка) обстановки (динамики отбора и закачки жидкостей).

В связи с этим необходимо подчеркнуть следующий факт – в условиях рассредоточенного заводнения самостоятельный элемент разработки (опытный участок) появляется только после пуска скважины под закачку воды. До этого участка не существовало, и скважины принадлежали другому элементу разработки (обычно более крупному). Отсюда вытекает очевидный вывод – для целей оценки величины дополнительной добычи нефти при применении МУН предысторию сформированного опытного участка правильно начинать только после начала стабильной закачки воды, точнее, после достижения определенной компенсации отбора закачкой. На практике начало предыстории (нулевой отсчет) удобно брать с начала года, следующего после года начала закачки воды.

Вообще говоря, чем длительнее период предыстории, тем больше вероятность различных помех, а попытки объяснения – весьма трудоемкое дело, которое является платой за многолетнюю предысторию. Поэтому в ТатНИПИнефть было предложено в качестве упрощающих вариантов использовать «плавающий нуль», то есть начало предыстории брать не только с года после пуска под закачку воды, но и за 2, 3 и 4 года до начала воздействия МУН, то есть ближнюю предысторию, что значительно сужает временной интервал идентификации.

Задача выявления на опытном участке добывающих скважин, реагирующих на закачку воды в данную нагнетательную скважину, то есть задача формирования участка как относительно самостоятельного элемента разработки при всей своей неопределенности с той или иной вероятностью может быть определена следующими способами (первые два способа наиболее точ-

291

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ные, но в то же время наиболее трудоемкие):

1)путем проведения промысловых исследований индикаторным методом по РД 39-23-1236-85. Применение нагнетания в скважину растворов – индикаторов (тритиевый метод, флюоресцеин и т.д.) с последующим анализом проб из добывающих скважин участка;

2)путем промысловых гидродинамических исследований (например, гидропрослушивание или способом фильтрационных волн давления – Н.Н. Непримеров, КГУ);

3)с использованием коэффициента ранговой корреляции Спирмана и других статистических приемов.

Кроме того, к качественным способам можно отнести следующие:

1)заметное (кратное) увеличение добычи жидкости из скважин в текущем или следующем году по сравнению с предыдущим годом (при этом текущий год – год начала закачки воды или предыдущего локализованного воздействия). Но этот прием часто пригоден лишь в начальный период существования участка; в дальнейшем, в зависимости от изменения промысловой обстановки, вероятность принадлежности добывающей скважины к данному элементу разработки может измениться;

2)уменьшение (увеличение) годовой добычи жидкости из скважины при резком уменьшении (увеличении) годовой закачки воды в очаговую нагнетательную скважину;

3)изменение минерализации добываемой воды при закачке воды с минерализацией, значительно отличающейся от минерализации добываемой воды;

4)изменение параметров продукции добывающих скважин из-за влияния закачанного реагента или продуктов его взаимодействия с нефтью, пластовой водой и породой в количествах, существенно превышающих фоновые (сульфат и фосфат-ионы, НПАВ, рН, межфазное натяжение на границе добываемая нефть–добываемая вода, отношение концентрации хлор-иона к концентрации ионов кальция и/или магния в случае внутрипластового осадкооб-

292

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

разования и др.); 5) использование текущих карт разработки и карт изобар. Так, если бо-

лее удаленная от нагнетательной скважины участка добывающая скважина имеет более высокое пластовое давление, чем более близкая, то, вероятно, что она работает от «чужой» нагнетательной скважины (если она есть вблизи этой добывающей скважины); то же, если в добывающей скважине пластовое давление больше, чем в нагнетательной скважине этого участка и т.д.

Канонический подход к оценке пригодности участка для анализа

Основной задачей подготовительной работы по определению технологической эффективности МУН является оценка пригодности участка для дальнейшего анализа. Согласно А.Х. Мирзаджанзаде, перед определением ожидаемой добычи по статистическим материалам предшествующей разработки необходима проверка на репрезентативность. Эта проверка сводится к тому, что документированные величины текущих (месячных) дебитов, принимаемые для статистической обработки, должны тщательно отбираться для исключения непредставительных результатов, обусловленных различными помехами, в частности, для нашего случая, – перераспределением отбора между скважинами, переходом с упругого режима на водонапорный и т.п. Если обрабатываются материалы по добыче нефти отдельных скважин, то подлежат исключению дебиты, замеренные перед подземным ремонтом и сразу после ремонта, а также дебиты нефти, замеренные после различных технологических мероприятий. Это относится, в первую очередь, к обработке динамических (временных) рядов текущих показателей добычи. Но основная идея, идея о репрезентативности (представительности) в качественном и количественном смысле, остается в силе и при обработке накопленных показателей добычи.

Поэтому предлагается в качестве критерия пригодности участка для дальнейшего анализа использовать монотонность роста годовой обводненности продукции в период ближней (непосредственно предшествующей применению МУН) предыстории в течение 3-4 лет. Если в период такой предыстории годовая обводненность монотонно растет, участок пригоден для анализа,

293

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

если же годовая обводненность то растет, то падает, необходимо найти скважину (скважины), с соответствующими параметрами, и, по возможности, исключить ее из анализа. В противном случае придется искать более сложные виды анализа или отказаться от анализа участка. Если предыстория составляет 1-2 года, то можно использовать значения обводненности с осреднением по квартальным или полугодовым значениям. В качестве дополнительных критериев можно использовать относительную стабильность годовой добычи жидкости (±50 %) в период ближней предыстории, а также величину годовой компенсации отбора жидкости закачкой воды, которая должна быть больше единицы.

Однако критерий монотонности роста текущей обводненности продукции в период ближней предыстории не всегда может быть реализован, в частности, при разработке трещинных или трещинно-поровых коллекторов. В этом случае предлагается использование характеристик истощения (падения) первой группы.

Очевидным является требование, чтобы в добывающих скважинах работали те же пласты, в которые производится закачка воды в нагнетательную скважину участка. Но при определении показателей закачки и добычи по многопластовым участкам, если нет воспроизводимых инструментальных данных о приемистости и притоках по пропласткам, предлагается использовать эти данные в целом по горизонту, что увеличивает «шумы», но избавляет от субъективного подхода.

В период предыстории и истории анализируемого периода необходимо использовать участок в составе одних и тех же добывающих скважин.

Методы прямой оценки эффективности применения геологотехнических мероприятий. Применение динамических рядов (методика «прямого счета»)

После формирования участка и выбора исходных показателей для анализа задачами следующего этапа работы по оценке эффективности МУН являются построение и анализ динамических (временных) рядов месячной до-

294

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

бычи нефти, жидкости, а также обводненности и закачки воды за 2-3 года ближней предыстории и весь период истории. Такие ряды, построенные по эксплуатационным карточкам, часто зигзагообразны и поэтому сложны для визуального анализа. Поэтому возможно проведение предварительного сглаживания этих данных, чтобы убрать единичные одномесячные пики вверх и вниз, например, способом трехили пятичленной скользящей средней или трехчленной скользящей медианы.

Для промысловых специалистов важно после воздействия оценить изменение добычи нефти в измеряемых на промысле величинах. Для этих целей предлагается простая экспресс-методика прямого счета для оценки эффективности МУН с использованием месячных величин добычи нефти и воды по опытному участку. Суть ее заключается в следующем.

В координатах «месячная добыча нефти – время» за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в качестве ближней предыстории берут 12-24 месяца, причем за 12-й или 24-й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия МУН (рис. 25.1). На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Далее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и проводят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой.

Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных полупериода, каждый длительностью 6-12 месяцев. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадрантную диаграмму, в которой первый (а) и второй (б) квадранты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а третий (в) и четвертый (г) – ниже ее.

Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать наиболее простой критерий – коэффициент ассоциации Юла [14]:

где а, б, в и г – количество точек в соответствующих квадрантах.

295

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts