Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Уфимский государственный нефтяной технический

университет

М.А. Токарев, И.З. Денисламов, Э.Р. Ахмерова

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ

ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА КРУПНЫХ

ОБЪЕКТАХ РАЗРАБОТКИ

УФА 2000

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Уфимский государственный нефтяной технический

университет

М.А.Токарев, И.З. Денисламов, Э.Р. Ахмерова

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ

ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА КРУПНЫХ

ОБЪЕКТАХ РАЗРАБОТКИ

Учебное пособие

Уфа 2000

ББК

УДК 622.276.4

Токарев М.А., Денисламов И.З., Ахмерова Э.Р.

Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во

УГНТУ, 2000. - с _______ ISBN 5-7831-0143-5

В учебном пособии приведены основные методы повышения нефтеотдачи пластов, механизм их воздействия, область применения. Рассмотрены методы оценки технологической эффективности по проведенным промысловым испытаниям методов.

Учебное пособие предназначено для студентов, аспирантов, специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений".

Табл. Ил. Библиограф. Назв.

Рецензенты:

Редактор издательства

ISBN 5-7831-0143-5

М.А. Токарев, Денисламов И.З., Э.Р. Ахмерова

Уфимский нефтяной технический университет, 2000

ВВЕДЕНИЕ

Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) - методы, направленные на повышение эффективности извлечения нефти из недр, позволяющие увеличить базовый (проектный) коэффициент нефтеотдачи месторождения.

МУН подразделяют на вторичные (традиционные) - заводнение и третичные (нетрадиционные, новые). В нашей стране заводнение применяется на большинстве разрабатываемых месторождений и является наиболее эффективным и основным методом при соблюдении критерий применимости и позволяет достичь коэффициент нефтеотдачи (КНО) 0,6-0,7. Коэффициент нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов значительно ниже. Для низкопроницаемых, глинистых пластов он составляет 10-35 %, остаточных запасов обводненных зон 0-10 %, высоковязких нефтей - 5-25 %.

В тех случаях, когда заводнение не позволяет достигнуть приемлемого КНО и возникает необходимость применения третичных (новых) МУН.

В учебном пособии рассматриваются несколько типов МУН, в зависимости от механизма их воздействия на пластовую систему: гидродинамические, физико-химические, газовые, тепловые и альтернативные.

При подготовке данной работы авторы старались использовать новые методические разработки, основанные на применении адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), полученных непосредственно для объектов родственных анализируемому.

Целью данной работы является оценка эффективности широкомасштабных экспериментов МУН и исследования причин повлиявших на результат испытания.

1 НЕФТЕОТДАЧА ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ И МЕТОДЫ ЕЕ ОЦЕНКИ

1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу

нефтеотдача пласт недра нефть

Коэффициент вытеснения - предельная величина нефтеотдачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.

_выт. = (1),

где _выт. - коэффициент вытеснения, доли единицы;

V_выт.н.- объем нефти, вытесненной рабочим агентом (водой) из образца горной породы, м³;

V_п.н. - первоначальный объем нефти, содержащийся в образце породы, м³.

Коэффициент текущей нефтеотдачи (выработки) вводится для оценки выработки запасов нефти в условиях водонапорного режима:

_т = (2),

где _т - коэффициент текущей нефтеотдачи, доли единицы;

Q_доб.н. - добытое количество нефти из заводненной части пласта на любую дату, тыс.т;

Q_бал. - начальные балансовые запасы нефти в пределах заводненной части пласта, тыс.т.

Коэффициент использования запасов к_и (процент отбора от геологических запасов) - относительная величина, показывающая , какая часть объема нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности. характеризует процесс извлечения нефти из залежи во времени.

Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи, определяется как:

= (3),

где _т - конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

Q_извл. - извлекаемые запасы нефти при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности, тыс.т;

Q_бал. - начальные балансовые запасы нефти залежи, тыс.т.

Как известно, коэффициент нефтеотдачи состоит из коэффициентов вытеснения, охвата, сетки.

Коэффициент вытеснения нефти водой для разных пластов изменяется в очень широких пределах. Наименьшие его значения в 54-58 % зафиксированы в полимиктовых гидрофильных коллекторах месторождений Западной Сибири, в слабопроницаемых зонах залежей Самотлорского и других месторождений. В высокопроницаемых полимиктовых коллекторах и в центральных зонах залежей доля вытесняемой водой нефти достигает 70-75 %, а в кварцевых, слабоглинистых коллекторах месторождений Урало-Поволжья вытесняемая часть нефти превышает 80-85 %. В гидрофобных и гидрофобизированных коллекторах коэффициент вытеснения существенно меньше, чем в гидрофильных пластах и в среднем составляет около 60-70%. [9]

Коэффициент охвата пласта заводнением - показатель, изменяющийся во времени и возрастающий в пространстве (объеме) залежей - по мере продвижения водонефтяных контактов в пласте, и от фронта заводнения к контуру нагнетания, а в среднем по мере увеличения объема прокачки жидкости по пласту. Практически на многих месторождениях при помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение монолитных пластов с последовательным охватом водой слоев разной проницаемости. Поэтому значения коэффициента охвата необходимо фиксировать к определенной стадии разработки залежей. Охват пластов заводнением к моменту прорыва воды в скважины колеблется в очень широких пределах (от 10-15 до 75-85%), в зависимости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. Охват пластов на всех стадиях разный в различных сечениях пласта и уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны.[17]

Рис.1

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.

1.2.2 сравнение нефтеотдачи опытных и контрольных участков

Для оценки данным способом выбираются такие выборки объектов контрольных участков, которые наиболее полно соответствуют анализируемым опытным участкам по геолого-физической характеристике пластов и системе разработки. При выборе контрольных участков проводят их идентификацию с опытными объектами.

1.2.3 Определение остаточного нефтенасыщения

Наиболее точные представления об эффективности процессов увеличения нефтеотдачи можно получить при непосредственном контроле за нефтенасыщенностью до начала эксперимента, при его осуществлении и после завершения отбором керна из оценочных скважин и геофизических исследований в скважинах, оборудованных специальной обсадной трубой. Однако эти методы широко не применяются. За рубежом, вопреки соображениям экономической выгоды, комплекс мероприятий по подготовке, реализации и оценке результатов экспериментов включает также бурение дополнительных оценочных скважин.

В УГНТУ разработана специальная конструкция труб, позволяющая непосредственно в скважине проводить геофизические исследования и оценивать нефтенасыщенность пласта.

1.3 Применение адаптационной геолого-статистической модели (АГПМ)

1.3.1 Понятие об адаптационной геолого-статистической модели

Для получения АГПМ используются данные по нескольким десяткам объектам, находящимся в поздней стадии разработки.

Обычно при построении моделей используется регрессионный анализ.

Применение регрессионного анализа предполагает, что существует зависимость некоторой величины Y, которая называется откликом, от множества других величин x₁, x₂, ... x_m, которые называют регрессорами.

При построении регрессионных моделей для коэффициента нефтеотдачи обычно часть регрессоров можно рассматривать как случайные величины и поэтому целесообразно обсуждать смешанную модель, так как остальные регрессоры являются обычными переменными ошибками, измерениями которых можно пренебречь.? Тогда результаты наблюдений можно записать в виде.

Y_i = a₀ ++, (5)

где m₁ - количество детерминированных регрессоров;

m₂ - количество случайных регрессоров;

x_ij - значение j-го регрессора в i-том опыте;

z_ik - реализация случайной величины z_k в i-том опыте;

а₀, а_j, _к - постоянные коэффициенты.

Оценку коэффициентов а_j и _к проводят методом наименьших квадратов.

Для того, чтобы геолого-статистические модели были надежны, проводят классификацию объектов и в рабочую выборку включают только объекты, близкие по комплексу геолого-физических параметров.

В отличие от непосредственного промыслового эксперимента АГПМ получаются на основе так называемых "пассивных экспериментов". При проектировании разработки в силу субъективных, временных, экономических и других причин даже для сходных в геологическом плане объектов закладываются определенные различия в технологии разработки. Реализация этих технологических отличий при эксплуатации приводит к некоторым изменениям выходных показателей разработки, что и позволяет создать АГПМ.

Надежность геолого-статистических моделей характеризуется величиной коэффициента детерминации D (D=r²). Величина D определяет долю объясненной дисперсности (изменчивости) параметров.

Точность и надежность оценок по уравнениям регрессии зависят следующих условий [77]:

равноизменчивость целевого признака;

нормальное распределение отклонений эмпирических данных от линии регрессии;

однородность выборки, т.е. принадлежность выборочных данных одной генеральной совокупности;

независимость наблюдений.

Применение метода главных компонент позволяет провести классификацию объектов и выделить однородные классы групп; определить признаки, которые вносят наибольший вклад в главные компоненты.

При создании геолого-статистических моделей можно заменить геолого-физические показатели главными компонентами. Целесообразно включать в модели не более шести главных компонент, которое позволит полностью избавиться от влияния взаимозависимости показателей.

1.3.2 Структурная схема создания АГПМ

Для того, чтобы тот или иной объект разработки включить в анализируемую выборку, необходимо провести по нему анализ текущего состояния разработки. Анализ должен включать оценку точности подсчета запасов, определение комплекса геолого-физических и технологических параметров и оценку показателей разработки на фиксированные моменты времени.

Выбор наиболее информативных и независимых геолого-физических параметров проводится по графам значимых связей, на основе парной корреляции.

Структурная схема создания АГПМ выглядит следующим образом.

1.Подготовка геологических параметров объекта Гi. Классификация. Предварительное построение модели объекта.		2.Подготовка технологических параметров Тi.
	3.Выделение основных параметров, оказывающих существенное влияние на показатели разработки.
Оценка выходных параметров по месторождению - коэффициента нефтеотдачи t, водонефтяного фактора ВНФt на фиксированное безразмерное время.
Классификация исходной выборки объектов по комплексу геолого-физических характеристик. Выбор метода классификации. Выделение однородных групп объектов. Смысловая классификация. Анализ динамики показателей по выделенным группам объектов.
Выбор математического и смыслового выражения АГПМ и получение конкретного значения для выделенной группы. Оценка точности и погрешности.

Схема создания АГПМ при помощи программного обеспечения выглядит следующим образом:

смысловое выражение

_t

ВНФ_t

Г_{i t}= a + a₁x₁+...+a_nx_n

Т_i

входные выходные

параметры Математическое выражение параметры

Основные геолого-физические и технологические показатели, используемые при создании АГПМ можно сгруппировать следующим образом:

1 - показатели, характеризующие физико-химические свойства насыщенных флюидов;

2 - показатели, характеризующие изменчивость коллекторских и толщинных свойств пласта;

3 - показатели, характеризующие специальные коэффициенты и комплексные показатели неоднородности;

4 - показатели, характеризующие строение водонефтяной зоны;

5 - показатели, характеризующие технологию разработки.

Первые четыре пункта - геолого-физические параметры объекта, пятый пункт - технологические показатели разработки.

Таблица 1

Основные показатели, рекомендуемые для моделирования процесса нефтеизвлечения

Группа показателей	Показатели	Обозначение
	(Геолого- физические)
1	Вязкость пластовой нефти, мПас	н
	Относительная вязкость	0
	Содержание асфальтенов	А
	Содержание асфальтенов и смол	А+С
	Содержание парафинов	П
	Пластовая температура, 0С	Т
	Плотность пластовой нефти, т/м3	н
	Пластовый газовый фактор, м3/ м3	G
2	Коэффициент проницаемости, мкм2	кпр
	Математическое ожидание пористости, %	Mm
	Стандартное отклонение пористости, %	m
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	Кн
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	hэф
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	hпр
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр
3	Коэффициент расчлененности	Кр
	Коэффициент песчанистости	Кп
	Коэффициент литологической связанности	Кл.с.
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод, К/неод.
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 мм2/(Пас)	kh/
4	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ
	(Технологические)
5	Темпы отбора жидкости, %	Тж
	Текущая плотность сетки скважин, га/скв	S
	Плотность сетки скважин с учетом всех пребывавших, га/скв.	S/
	Текущие запасы нефти на скважину, тыс.т/скв.	Q
	Запасы нефти на скважину с учетом всех пребывавших, тыс.т/скв.	Q/
	Соотношение закачки и отборов жидкости	qзак/qотб

В результате классификации залежей нефти при помощи факторного анализа, а именно метода главных компонент по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выделены три группы объектов. Выделенные группы объектов различаются по динамике показателей разработки - текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора.

1 группа характеризуется как относительно однородные объекты с маловязкой нефтью.

В эту группу входят в основном девонские залежи Башкирии и некоторые залежи с маловязкой нефтью Куйбышевской области.

2 группа объектов с относительно неоднородные объекты с высоковязкой нефтью.

Эта группа представлена залежами яснополянского надгоризонта месторождений Башкирии, некоторыми залежами нефти Куйбышевской и Пермской областей.

3 группа объектов с относительно неоднородным строением и маловязкими нефтями

В эту группу входят площади Ромашкинского месторождения и объекты Прикамской группы месторождений.

1.3.3 Основные типы АГПМ и задачи, решаемые с их помощью

В зависимости от надежности геолого-промысловых данных и от геолого-физических условий разработки могут быть рекомендованы следующие варианты геолого-статистических моделей, применимые для всех групп объектов разработки.

Оценка разработки залежи может проводится по двум интегральным показателям - коэффициента нефтеотдачи и водонефтяного фактора (ВНФ).

Рассмотрим пять типов моделей для прогноза нефтеотдачи.

I модель. представляет собой набор линейных зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических показателей на последовательные фиксированные моменты времени, определяемые обводненностью продукции объекта разработки В или безразмерным временем .

_t = b₀(t) + b_i(t)Г_i, (6)

где _t - текущая нефтеотдача на фиксированный момент времени;

b₀(t) - значение свободного члена линейного уравнения на фиксированный момент времени;

b_i(t) - значение коэффициента при i-ом геолого-физическом параметре на время t;

Г_i - i-тый геологический параметр.

Величина t - фиксированный момент времени при 10, 20, 30, ... 90, 95, 98 % обводненности продукции объекта разработки, или при 0,1; 0,2; 0,3; ... 1,5; 2,0; ... , где - безразмерное время.

Использование модели позволяет оценить по объекту текущую и конечную нефтеотдачу на любом этапе разработки при условии близости основных технологических показателей разработки рассматриваемого объекта и объектов, использованных для создания модели.

Модели можно использовать для объектов, выходящих из разведки. Подобные модели применяют для оценки конечной нефтеотдачи и прогнозирования всего процесса нефтеизвлечения.

II модель. представляет набор зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических показателей и предыдущей нефтеотдачи на последовательные моменты времени

_t = b₀(t) + b_i(t)Г_i + к_tt-1, (7)

где к_t - коэффициент при значении предыдущей нефтеотдачи на фиксированный момент времени;

_t-1 - текущая нефтеотдача на предыдущий момент времени.

Включение в модель предыдущей нефтеотдачи значительно улучшает статистические характеристики получаемых геолого-статистических зависимостей благодаря сильной корреляционной связи последующей нефтеотдачи с предыдущей. Включение предыдущей нефтеотдачи рационально для объекта, находящимся в конце второй стадии разработки, при обводненности продукции 50-60 %. Преимущество данной модели заключается в корректировке текущей нефтеотдачи при помощи геолого-физических показателей.

Надежность прогноза по данной модели в значительной мере зависит от погрешности оценки исходных балансовых запасов по объекту. При совместном использовании II модели с моделями других вариантов по взаимному расположению прогнозных кривых позволяет оценить достоверность подсчета запасов, а также вероятный отток или приток нефти по анализируемому объекту. Рис. 1

III модель. представляет набор зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических и технологических показателей:

_t = b₀(t) + b_i(t)Г_i + с_j(t)Т_j, (8)

где с_j(t)- значение коэффициента при j-м технологическом параметре на время t;

Т_j - значение j-го технологического параметра на время t.

Использование зависимости (8) позволяет прогнозировать текущую нефтеотдачу при определенном изменении технологических показателей ее можно применять для оценки эффективности МУН.

IV модель. Комбинированная модель, представляющая III модель. Первая часть модели рассчитывается на фиксированное значение безразмерного времени - зависимость (9а) , вторая часть - по проценту обводненности продукции объекта -В: зависимость (9б) . Расчет нефтеотдачи по второй части производится при обводненности объекта выше 60 %.

_t = b₀() + b_i()Г_i + с_j()Т_j (9а)

_t = b₀(В) + b_i(В)Г_i + с_j(В)Т_j (9б)

комбинированная модель применяется для залежей со сложными геолого-физическими условиями, которые характеризуются неустойчивостью процесса обводнения в начальных (I, II) стадиях разработки и стабильностью обводнения на поздней стадии разработки.

V модель. Комбинированная модель, которая представляет III модель до обводненности 60 % (зависимость 10а), а после 60 % - II вариант (зависимость 10б).

_t = b₀(t) + b_i(t)Г_i + с_j(t)Т_j (10а)

_t = b₀(t) + b_i(t)Г_i + к_tt-1 (10б)

Преимущества подобной модели заключаются в простоте ее создания, позволяющей включать до обводненности 60 % значительное число объектов с учетом геолого-физических и технологических показателей, а после (практически после полной реализации системы разработки) от технологических показателей можно отказаться, заменив их предыдущей нефтеотдачей.

Рассмотрим прогноз ВНФ при помощи трех типов АГПМ:

1 тип. ВНФ(t) = b₀(t)+ b₁(t)_н+b₂(t)h_пр+b₃(t)K_неод; (11)

2 тип. ВНФ(t) = b₀(t)+ b₁(t)_н+b₂(t)h_пр+ b₃(t)h_эф +b₄(t)K_неод+ +b₅(t)Q_ВНЗ; (12)

3 тип. ВНФ(t) = b₀(t)+ b₁(t)_н+b₂(t)h_эф+ b₃(t)h_пр + b₄(t)S_ВНЗ+ +b₅(t)Q^/(t); (13а)

при t=10,20,30,40,50,60 %,

ВНФ(t) = b₀(t)+ b₁(t)_н+b₂(t)h_эф+ b₃(t)h_пр +b₄(t) S_ВНЗ+ +b₅(t)ВНФ(t-); (13б)

при t=70,80,90,95,98 %,

=10,5,3 ???????

где ВНФ(t) - текущий водонефтяной фактор на фиксированный момент времени;

b_i(t) - коэффициенты;

_н - вязкость пластовой нефти, мПас;

_н - плотность пластовой нефти кг/м³;

h_пр ,h_эф - оценки математических ожиданий толщины соответственно пропластка и пласта, м;

K_неод - комплексный показатель неоднородности;

h_пр, h_эф - оценка дисперсии толщины соответственно пропластка и пласта, м;

Q_ВНЗ - относительные запасы нефти, приуроченные к водонефтяной зоне, определяемое как отношение запасов водонефтяной зоны к запасам залежи в целом, %;

S_ВНЗ - относительная площадь водонефтяной зоны, определяемое как отношение площади водонефтяной зоны к площади залежи в целом, %;

Q^/(t) - средняя величина геологических запасов в т.т., приходящихся на одну скважину в момент t;

t - момент времени, выраженный через обводненность продукции, %.

Схема применения АГПМ для прогноза значений нефтеотдачи и ВНФ новых объектов.

Подготовка параметров, используемых при моделировании (таблица 1).

Подготовка в виде таблицы технологических показателей разработки во времени (возможно в том случае, если объект находился некоторое время в эксплуатации)

3.Нахождение значений главных компонент Z₁...Z₆.

Величины главных компонент определяются по уравнению полинома первой степени, а значения самих параметров берутся нормированными. Нормированное значение параметра определяется из выражения

 Х_норм.= (14)

где Х_норм. - нормированное значение параметра: _0норм,к_н.норм, h_{пр.норм.}, S_{ВНЗ норм};

х_i - значение параметра объекта;

М_х - среднее значение параметра;

- стандартное отклонение параметров.

Величины М_х и определяются по таблице 2.

Таблица 2

Пределы изменения физико-химических параметров анализируемых объектов

Параметр	Числовое значение параметров
	минимальное	среднее	максимальное	стандартное отклонение
н, мПас	0,50	9,79	42,00	10,64
0	0,60	6,91	34,00	7,08
А,%	0,01	3,50	10,00	2,89
А+С,%	27,00	22,50	62,00	13,03
Т, 0С	18,00	32,50	95,00	14,79
н, т/м3	0,67	0,82	0,89	0,04
G, м3/м3	1,25	39,60	154,00	32,00
кпр,10-15мкм2	16,00	614,00	2560,00	497,00
Mm	16,00	20,00	25,00	1,90
m	0,96	2,92	6,50	0,73
Wm	6,00	14,60	26,00	3,84
MКн	70,00	85,00	96,00	5,26
Кн	1,40	5,60	14,10	2,59
WКн	2,00	6,60	14,70	3,48
Mhэф	1,80	49,30	59,00	6,65
hэф	0,23	19,10	15,30	1,53
Whэф	13,00	38,70	26,00	19,37
Mhпр	1,00	3,87	26,00	2,64
hпр	0,32	2,36	30,40	1,27
Whпр	32,00	61,00	117,00	17,00
Кр	1,10	2,90	5,60	1,13
Кп	0,30	0,67	0,95	0,52
Кнеод.	0,01	5,79	39,00	32,30
kh/	0,11	262,00	8880,00	885,00
QВНЗ	3,00	33,70	100,00	44,30
SВНЗ	5,00	41,00	100,00	27,01

После определения нормированных значения параметров находятся значения главных компонент Z₁...Z₄ как:

Z_i = а_i0норм+ а_iк_{н. норм.} +а_ih_{пр.норм.} +а_i S_{ВНЗ норм.}, (15)

где а_i - коэффициенты (таблица 3).

Таблица 3

Значения коэффициентов по параметрам _0норм,к_н.норм, h_{пр.норм.}, S_{ВНЗ норм} по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Главные	Коэффициенты при параметрах
компоненты	0	кн	hпр	SВНЗ
Z1	0,51	-0,46	-0,59	-0,43
Z2	0,60	0,77	0,07	-0,20
Z3	0,27	0,05	-0,43	0,86
Z4	0,55	-0,44	0,68	0,19

Идентификация объекта (нахождение к какой группе принадлежит рассматриваемый объект) путем определения евклидова расстояния R_i до центральных объектов.

R_i = (16)

где R_i - расстояние до объекта от выбранного центра;

- значение компоненты центра - координаты центра группирования (таблица 4);

- значение i -той компоненты объекта.

Таблица 4

Координаты центров группирования

Главные компоненты	1 группа Серафимовское месторождение, пласт Д1	2 группа Орьебашевское месторождение, пласт С1	3 группа Южно-Ромашкинская площадь, пласт Д1
Z1	-1,82	2,52	1,36
Z2	0,20	0,11	-3,28
Z3	-1,04	-0,05	0,78
Z4	0,84	-0,39	-3,76
Z5	0,97	0,20	-0,61
Z6	1,10	0,86	-0,51

Выбор модели АГПМ для прогноза коэффициента нефтеотдачи и ВНФ.

Расчет коэффициента нефтеотдачи и ВНФ на фиксированные моменты времени при помощи известных коэффициентов для определенной группы объектов и выбранной модели.



1.6 Системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях

Системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях удобнее представить в виде таблицы 1.

1.7 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

Все МУН можно подразделить на несколько типов, в зависимости от механизма воздействия: гидродинамические, физико-химические, газовые, микробиологические, термические и волновые.

Если применить систему структурного изучения объекта разработки на разных иерархических уровнях то классификация МУН будет выглядеть следующим образом:

Таблица 5

Схема применения МУН на различных иерархических уровнях

Номер уровня	Структурный уровень	Характер выработки, распределение остаточной нефти	МУН	Тип воздействия
4	Гидродинамически несвязанные пласты	Остаточные запасы в линзах, полулинзах, тупиковых зонах, промежуточных пластах.	Модификация сетки скважин	Коэффициент дренирования
3	Гидродинамически связанные пласты	Остаточные запасы в полулинзах, тупиковых зонах.	Гидродинамические методы. Осадко-гелеобразующие технологии, полимерное заводнение. Микробиологические методы.	Коэффициент охвата
2	Однородный пласт	Остаточные запасы в порах породы.	Тепловые методы. Закачка СО2. Газовые методы. Волновое воздействие	Коэффициент вытеснения
1	Элементарный уровень	Пленочная нефть.	Микробиологические методы. Вытеснение растворами ПАВ, щелочи.

В работе [69] МУН подразделяется на два типа: первый - методы, позволяющие уменьшить вероятность нарушения сплошности потока, и тем самым образование целиков; второй - методы, способствующие уменьшению неподвижных целиков, за счет изменения смачиваемости породы. К первому типу можно отнести гидродинамические методы, различные виды полимерного заводнения, тепловое воздействие, ко второму типу - остальные методы.

Каждый метод имеет свою область применения для конкретных геолого-промысловых условий. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время нет, вследствие индивидуальных природных геолого-физических условий залежи нефти. Причем, залежь - это сложная система, которая сопровождается постоянным изменением как внешних (технологии системы разработки), так и внутренних (геолого-физические параметры залежи) условий.

Предварительный выбор МУН проводится по критериям применимости, которые устанавливались М.Л. Сургучевым, Э.М. Халимовым, А.А. Боксерманом, Н.Л. Раковским, В.С. Мелик-Пашаевым, С.А. Ждановым и др., Первоначальная информация основывается на результатах лабораторных экспериментов, а также обобщения промыслового опыта; т.о. выявляются ограничительные критерии области применения.

Обобщим существующие критерии применимости МУН по источникам [7,13,18,39] и сведем их в таблицу 3.

1.8 Надежность оценки эффективности МУН

Надежность оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов зависит от достоверности представления геологического строения объекта, величины балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти, характера выработки, определения добычи нефти, проведенных мероприятий на данном объекте.

М.Л.Сургучев отмечает, что по существующим в настоящее время способам определения технологической эффективности, даже при достоверной промысловой информации могут обеспечить однозначность оценки результатов применения лишь при реализации их в пласте, полностью выработанном традиционным (базовым) видом воздействия. На объекте, полностью выработанном за счет применения обычного заводнения или режима истощения, эффект от применения МУН составит добыча нефти, полученная в период его испытаний.

В общем объеме промышленных испытаний МУН на месторождениях страны физико-химические МУН характеризуются низкой потенциальной эффективностью. Поэтому в большинстве случаев получить достоверную количественную оценку технологической эффективности практически невозможно. Такое положение обусловлено многими причинами, в частности, отсутствием стабильной предыстории разработки объектов или сопоставимых условий сравнения, сменой режимов работы фонда скважин, различными промысловыми мероприятиями, нарушениями технологии реализации процессов, низкой достоверностью источников промысловой информации, недостаточным контролем за разработкой опытных участков. [17]

Вопрос о возможности получения достоверной оценки технологического эффекта возникает, в основном, при анализе МУН с низкой потенциальной эффективностью, применяемых преимущественно на ранней стадии заводнения. Если метод обеспечивает высокий технологический эффект и работает в истощенном пласте, прирост добычи нефти очевиден и не вызывает сомнений. [17]

Достоверность оценки эффективности испытания МУН в промысловых условиях особенно важна, т.к. от этого зависит выбор приоритетных направлений развития нефтегазодобывающей промышленности. Решение этой проблемы заключается в улучшении процесса проектирования и реализации промысловых экспериментов, а также в совершенствовании методик оценки эффективности МУН.

Проблема надежной оценки фактического эффекта актуальна. Авторы работы [17] отмечают, что число законченных, но не получивших определенной оценки эффекта экспериментов по таким методам, как мицеллярное, полимерное и щелочное заводнение, а также вытеснение нефти диоксидом углерода достаточно высоко - соответственно 41,46,20 и 50 % от общего числа завершенных экспериментов по каждому из перечисленных методов.

Возможность количественной оценки фактического технологического эффекта от применения МУН зависит от того, на какой стадии реализации находится промышленный эксперимент. Продолжительность промышленного эксперимента или обводненность добываемой продукции могут рассматриваться как факторы, характеризующие стадию реализации, только в совокупности с другими показателями разработки, так как длительность полного периода испытания определяется гидродинамическими условиями пласта, а обводненность продукции может зависеть от стадии заводнения объекта испытания к началу применения метода. М.Л. Cургучев отмечает, что большая часть промышленных испытаний вследствие ранней стадии реализации не получила окончательной оценки технологической эффективности.

При сравнении эффективности различных методов воздействия на пласт на разных участках нужно четко представлять, что достигнутый результат зависит не только от метода воздействия, но и геологических условий, и применяемой системы заводнения. Наиболее пригодной для применения методов физико-химического воздействия в однородных пластах является очаговая система заводнения. Для нее более четко могут быть выделены реагирующие скважины, исключаются оттоки химреагента за границы участка. В то же время достоверность оценки технологической эффективности снижается из-за различной плотности балансовых запасов, разной проницаемостной неоднородности объектов разработки, наличия открытых границ опытных участков.[76]

Неоднозначность в оценках технологической эффективности МУН порождает неопределенность и затрудняет принятие решений о целесообразности применения той или иной технологии на объектах разработки. Например, результаты промысловых испытаний НПАВ-дисперсной системы на Мамонтовском месторождении (пласт АС₄), авторы работы [Анализ результатов испытания новых технологий повышения нефтеотдачи платов на месторождениях Главтюменнефтегаза/Сонич В.П., Ильин В.М., Кобелев Ф.И. и др.//Состояние, перспективы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. - Тюмень, СибНИИНП, 1990. - с.8-17] констатируют, что после закачки в марте 1988 г. 5-7 % раствора НПАВ в скв. 1905 произошло увеличение обводненности продукции скважины с 46% до 55% и снизился дебит скважины по нефти на 10-50 % в окружающих добывающих скважинах. Они считают:"Негативное влияние закачки НПАВ здесь связано с высокой послойной неоднородностью пласта по проницаемости и нефтенасыщенности. Это способствовало избирательному воздействию НПАВ на относительно высокопроницаемые промытые водой пропластки пласта, увеличивая их проницаемость по воде, и ускорению прорыва воды к добывающим скважинам". Далее они делают вывод о том, что растворы НПАВ могут применяться только на объектах с невысокой неоднородностью пластов по проницаемости и нефтенасыщенности.

Авторы [Текущее состояние работ по применению методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО "ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ"/ Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. и др.// Состояние, перспективы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Зап.Сибири. - Тюмень, СибНИИНП, 1990. с.42-53] приходят к диаметрально противоположному выводу о применимости 5-10 % растворов НПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. На основе анализа промысловых испытаний этой технологии на участке пласта АС_5-6 Мамонтовского месторождения, где дополнительная добыча составила 120 тыс.т, они приходят к заключению, что столь высокая эффективность технологии здесь, по всей видимости, связана с высокой неоднородности коллектора по проницаемости, положительным фактором является также высокая нефтенасыщенность на начало воздействия (84% от начальной), и высокая вязкость пластовой нефти (5,4 мПа*с).

Авторы статьи [69] указывают, что большинство МУН (в основном физико-химические методы) показывают высокую эффективность в лабораторных условиях (увеличение коэффициента нефтеотдачи может составлять 20-30 %), в реальных же условиях прирост коэффициента нефтеотдачи не превышает 2-4 %. Т.к. в лабораторных условиях фактически оценивается коэффициент вытеснения. Поэтому для физико-химических методов необходимо с целью обоснования МУН предварительно (по экспериментальным исследованиям и расчетам) установить величину удельной технологической эффективности. Обычно технологическая эффективность в пластовых условиях ниже, чем в смоделированных лабораторных условиях, вследствие макронеоднородности пласта.

Уверенность в оценке технологического эффекта, особенно по физико-химическим видам воздействия на пласты, остается недостаточной. В связи с этим исследование геолого-физических условий объектов испытания МУН позволяет скорее наметить направления, по которым они должны быть продолжены и расширены, чем установить предельные условия наиболее эффективного и надежного их использования. (М.Л. Сургучев)

Конечно, может сложиться мнение, что проведение МУН нецелесообразно, но прирост нефтеотдачи в США за счет их применения составляет около 30 млн.т/год, или около 7 % годовой добычи. Добыча такого же количества нефти за счет разведки требует прироста запасов около 80 млн.т (кратность запасов к=извл.зап./год.добыча), а с учетом реальных годовых темпов отборов, прирост должен составлять 600-700 млн.т ( по данным М.А. Токарева). Уменьшается количество открываемых месторождений. в основном они характеризуются небольшими запасами углеводородного сырья. Авторы статьи [70] отмечают, что повышение нефтеотдачи пластов экономически выгоднее открытия и разведки новых месторождений. Таким образом, проведение испытаний МУН актуально и обоснованно.

2 ЗАВОДНЕНИЕ

Базовым методом разработки является система поддержания пластового давления.

Нефтеотдача пластов зависит от того, насколько технология разработки оптимально подобрана к существующим геологическим условиям.

М.Л. Сургучевым отмечается, что при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов как показатель в среднем определяется на 60-70 % объективными геолого-физическими условиями, существующими до начала разработки, на 20-30 % - применяемой системой разработки и на 5-10 % - технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Но возможны и отклонения от этих соотношений.

По В.С. Ковалеву и В.М. Житомирскому коэффициент нефтеотдачи пластов, при заводнении, зависит от следующих основных факторов, расположенных по степени влияния:

различия вязкостей нефти и воды;

наличия начальных водо-нефтяных зон;

неоднородности геолого-физических свойств пластов;

особенности движения жидкости в систему скважин;

системы воздействия на пласт;

условий эксплуатации скважин;

расчлененности пласта практически непроницаемыми глинистыми (уплотненными) пропластками;

прерывистости пласта;

степени вскрытия пласта в скважинах.

Сургучев М.Л. выделил основные причины опережающего вытеснения нефти и обводнения отдельных пропластков:

высокая слоистая неоднородность по проницаемости;

совместная эксплуатация высокопроницаемых монолитных песчаников и низкопроницаемых прослоев;

частичное или полное отключение отдельных нефтенасыщенных прослоев из процесса выработки под влиянием технологических факторов;

опережающее продвижение воды по нефтенасыщенным интервалам в зоне ВНК.

Изучение влияния различных факторов на нефтеотдачу пластов в основном проводится по отдельным параметрами. Необходимо рассматривать факторы не только отдельно, но и в совокупности.

2.1 Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов

Все МУН можно подразделить на несколько типов, в зависимости от механизма воздействия: гидродинамические, физико-химические, газовые, микробиологические, термические и альтернативные.

2.1.1 Гидродинамические МУН

Гидродинамические МУН - методы, позволяющие увеличить охват пласта заводнением, регулировать направления фильтрационных потоков. Эти методы представляют собой дальнейшую оптимизацию системы заводнения и не требуют существенного её изменения.

Рассмотрим более подробно следующие методы:

модификация плотности сетки скважин;

форсированный отбор жидкости;

циклическое заводнение;

технология разработки залежей нефти горизонтальными скважинами.

2.1.1.1 Модификация плотности сетки скважин

Под средней плотностью сетки скважин понимается отношение первоначальной площади нефтеносности к числу всех пробуренных (добывающих и нагнетательных) скважин, единица измерения - м²/скв. Различают среднюю плотность добывающих скважин, а также плотность сетки в зоне отбора, определяемое как отношение площади зоны отбора к числу пробуренных в ее пределах добывающих скважин.

Плотность сетки определяется геологическим строением пласта (т.е. зависит от макронеоднородности), коллекторскими свойствами ( гидропроводность пласта), и свойствами нефти (вязкость).

применение оптимальной сетки скважин, позволяет повысить коэффициент охвата выработки запасов нефти. Оптимальная сетка определяется в зависимости от числа и порядка (схемы) размещения скважин, которая должна учитывать геологические условия разработки месторождения. Например, в неоднородно-линзовидных пластах уплотнение сетки скважин существенно увеличивает нефтеотдачу.

Каждая скважина дренирует какой то объём пласта, и при одинаковой плотности сетки скважин объем дренируемых запасов может быть различным. С увеличением объемных запасов, приходящихся на скважину, свыше предельной величины, наблюдается падение текущей нефтеотдачи, независимо от расположения скважин на залежи (рис.1).

Кроме того, выработка запасов нефти зависит от того, насколько соответствует время отбора приходящихся на скважину объемных запасов сроку эксплуатации (службы ) скважины.

Разработка месторождения первоначально "плотной" сеткой скважин эффективней, чем бурение в дальнейшем уплотняющих скважин. Авторы статьи [72] анализируя результаты бурения на Красноярском месторождении, отмечают, что уплотняющие скважины хотя и были пробурены в начально чисто нефтяной зоне, но на дату их ввода в эксплуатацию эта зона в результате дренирования первичными скважинами превратилась в водонефтяную. Разработка последней характеризуется, как правило, более низкими технологическими показателями.