СКАЧАТЬ:  5-glava.zip [796,07 Kb] (cкачиваний: 69)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

5.1. ВЫБОР УЧАСТКА

Прежде чем перейти к выбору нагнетательной скважины для закачки сшитых полимерных систем необходимо отметить несколько моментов:

• · Архангельское месторождение – это месторождение высоковязких нефтей, а выработка такого рода запасов значительно усложняются, а конечный КИН редко превышает 0,4. Так, моделирование месторождения высоковязких нефтей с применением полиакриламида Чудиновым М.А. показал, что конечный коэффициент нефтеотдачи не будет превышать значения 0,3. [16]. При этом на сегодняшний день на первом блоке Архангельского месторождения КИН уже превысил значение 0,48, а проектный КИН равен 0,53.; [12]
• · Месторождение находится на поздней стадии разработки, добываемая продукция значительно обводнена;
• · Закачка СПС на первом блоке Архангельского месторождения производится регулярно (ежегодно) с 1995 года, что обусловливает снижение эффективности полимерного воздействия. [12]

Технология СПС направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения потоков в пластах вследствие снижения проницаемости наиболее проницаемых интервалов, перераспределения потоков по пласту и вовлечения в работу низкопроницаемых зон.

Результатом внедрения технологии являются:

• ·ограничение прорыва закачиваемых вод в добывающие скважины по высокопроницаемым зонам пласта;
• ·стабилизация, либо снижение обводненности продукции окружающих добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными скважинами;  [17]
• ·вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из зон с пониженной проницаемостью;
• ·увеличение добычи нефти по участкам залежей и месторождениям в целом.

Учитывая вышесказанное, автором предлагается закачка раствора полиакриламида в нагнетательную скважину 4109, работающую на две добывающие скважины: 4107 и 4421. по этим добывающим скважинам мы и будем определять технологическую эффективность от проведенного мероприятия.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

5.1. ВЫБОР УЧАСТКА

5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПО МЕТОДУ ПРЯМОГО СЧЕТА

Суть методики заключается в следующем.

В координатах «месячная добыча нефти - время» за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия, т.е. в качестве ближней предыстории берут 12-24 месяца, причем за 12-й или 24-й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия. 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. [12]

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

Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использо­вать коэффициент ассоциации Юла:

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

Если K_аЮл больше 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу. [3]

Далее определяют количественные показатели тренда. Для этого вычисляют среднемесячную добычу нефти за первые и вторые 6-12 месяцев предыстории, графическим или расчетным путем наносят прямую тренда до пересечения с

первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).

В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происхо­дит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект.

Разумеется, если динамика месячной добычи нефти в период предыстории имеет малый разброс точек (что редко бывает для малых участков) и представля­ет собой плавную кривую, то базовую месячную добычу нефти можно опреде­лить графическим и расчетным путем, но, в любом случае, во избежание завы­шения эффекта на большей части периода времени после воздействия базовая месячная добыча нефти должна быть постоянной.[12]

По количеству и положению точек после начала воздействия относи­тельно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляются качественный эффект и его динамика. Для количественного определения эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу и умножением на указанное число месяцев определяют дополнительную добычу нефти и ее долю ко всей добыче нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект (тыс.т).

Таким образом, эта методика является одним из вариантов характеристик вытеснения, унифицированным во избежание произвола и субъективизма. Для того, чтобы оценить, за счет чего получена дополнительная нефть - за счет интенсификации или за счет повышения нефтеотдачи, предлагается определять фактическую среднемесячную обводненность продукции за 12-24 месяца пре­дыстории и за период после воздействия и сопоставлять их с расчетной базовой средней обводненностью после воздействия ОПЗ, используя для этого средне­месячную добычу воды в период предыстории и истории и расчетную базовую среднюю добычу нефти. [12]

Опыт применения этой методики «прямого» счета, когда используют совершенно не обработанные, не преобразованные данные из эксплуатационных карточек, показал, что в среднем такой подход дает величины технологического эффекта, как и следовало ожидать, более низкие, чем по характеристикам вытеснения, но близкие к нижнему пределу размаха их величин для статистики, включающей 5-10 участков.

Помимо «крестьянского» счета использование динамических рядов для прямой оценки эффективности иногда бывает возможным, если брать временный ряд текущего (лучше квартального) водонефтяного фактора. В любом случае динамические ряды дают дополнительную информацию, хотя чаще всего промежуточную, рабочую, а не конечную, выходную.

Определение технологической эффективности в скважине 4421.

Для определения базовой среднемесячной добычи нефти воспользуемся программным пакетом Microsoft Office программой Excel. Для этого ведем в базу данные по среднемесячной добыче нефти, построим линию тренда. Точка пересечения линии тренда и времени поведения обработки и определяет базовую среднемесячную добычу нефти (71 т) и из нее проводим горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории. Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект. [12]

Для количественного определения эффективности вычитаем из среднемесячной фактической добычи нефти базовую среднемесячную добычу(71 т) до тех пор, пока эффект от полимерного воздействия не закончится (пересечение фактической добычи нефти с базовой). В результате получаем величину дополнительно добытой нефти (225 т), ее долю от всей добычи нефти после воздействия (44,5%).   [12]

Рис. 5.1. Определение технологической эффективности в скважине №4421

Определение технологической эффективности в скважине 4107.

Для определения базовой среднемесячной добычи нефти воспользуемся программным пакетом Microsoft Office программой Excel. Для этого ведем в базу данные по среднемесячной добыче нефти, построим линию тренда. Точка пересечения линии тренда и времени поведения обработки и определяет базовую среднемесячную добычу нефти (277 т) и из нее проводим горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории. Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект.

Рис. 5.2. Определение технологической эффективности в скважине №4107

Для количественного определения эффективности вычитаем из среднемесячной фактической добычи нефти базовую среднемесячную добычу(277 т) до тех пор, пока эффект от полимерного воздействия не закончится (пересечение фактической добычи нефти с базовой). В результате получаем величину дополнительно добытой нефти (40 т), ее долю от всей добычи нефти после воздействия (1,39%).  [12]

Таким образом, видно, что дополнительная добыча, подсчитанная по методу прямого счета не отражает действительности. Так как суммарный объем дополнительно добытой нефти в скважине 4107 явно занижен. В скважине 4421 эффект продолжался значительно дольше, но из-за падения добычи на 28 месяце дальнейший подсчет дополнительно добытой нефти необходимо было прекратить. Хотя в 28 месяц очевидно падение добычи нефти произошло чисто по техническим причинам – остановка скважины.

5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г.) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости, вы­раженных в долях объема пор[3].

По определению М.И.Максимова, под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи в процессе ее эксплуатации. Им же одним из первых было показано, что характеристики вы­теснения можно применять для уточнения извлекаемых запасов нефти и прогноза технологических показателей на поздней стадии разработки. Метод ХВ получил широкое развитие в работах отечественных и зарубежных авторов.

Применительно к решению рассматриваемых далее задач под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях.

В данном курсовом проекте будут использоваться характеристики вытеснения Сазонова, Максимова, Давыдова, Пирвердяна, Назарова, Говоркова – Рябинина, Абызаева и постоянного нефтесодержания.

Сазонова:                              ,                               (5.3.1)

Максимова:                           ,                                (5.3.2)

Давыдова:                              ,                                     (3.3.3)

Пирвердяна:                            ,                                      (5.3.4)

где  – накопленная добыча жидкости; 

         - накопленная добыча нефти;

        – накопленная добыча воды;

       А, В – коэффициенты модели, которые определяются с использованием метода  наименьших квадратов.

Вычисленные значения коэффициентов подставляются в уравнения для характеристик вытеснения и таким образом вычисляются значения базовой (расчетной) добычи.

Далее следуют сводные таблицы с параметрами для вычисления коэффициентов и построения характеристик вытеснения скв. 4107 и 4421. Дата закачки СПС выделена цветом. Рассматриваются две реагирующие добывающие скважины.

Таблица 5.3.1

Вычисление коэффициентов для метода Сазонова для скв. 4107

Таблица 5.3.2

Вычисление параметров для построения характеристики вытеснения

 по методу Сазонова для скв.4107

Таблица 5.3.3

Вычисление параметров для построения характеристики вытеснения по методу Максимова для скв. 4107

Таблица 5.3.4

Вычисление коэффициентов для метода Максимова для скв. 4107

Таблица 5.3.5

Вычисление параметров для построения характеристики вытеснения по методу Давыдова для скв.4107