Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
Автор: student | Категория: Технические науки | Просмотров: 1995 | Комментирии: 0 | 24-02-2014 21:21

Оценка технологического эффекта   на поздней стадии разработки 

Объективная экстраполяция показателей добычи нефти и дру­гих показателей разработки залежи, участка - основной и наи­более точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам опытно-промышленных работ или про­мышленного внедрения метода повышения нефтеотдачи пластов. Существуют различные способы графоаналитического или стати­стического анализа эффективности методов увеличения нефтеот­дачи пластов, основанные на отыскивании эмпирической зависи­мости изменения показателей разработки базового варианта в период до начала применения метода и экстраполяции ее на будущий период его применения.

  1. Зависимость нефтеотдачи η от накопленного отбора жидкости, отнесенного к балансовым запасам τ : η = f (τ).
  2. Зависимость накопленной добычи нефти Qн от логарифма накопленного отбора воды Qв или жидкости Qж : Qн = f (lg Qв) или Qн = f (lgQж).
  3. Зависимость логарифма суммарного водонефтяного отношения w от логарифма накопленного отбора воды Qв : lg w = f (lg Qв).
  4. Зависимость логарифма текущего водонефтяного отношения w от накопленной добычи нефти Qн : lgw = f (Qн).
  5. Зависимость логарифма доли  нефти  добываемой   продук­ции nн от логарифма накопленного отбора жидкости Qж : lg nн  = f(lgQж).
  6. Зависимость текущей добычи нефти nн  от времени t: q=f (t).
  7. Зависимости нефтеотдачи от вязкости μ0, проницаемости k, песчанистости kп, плотности сетки скважин S и относительного от­бора жидкости : η = f (μ0, k, S, kп, ).

Если базовым вариантом разработки являлось заводнение, то отыскиваются такие способы выражения накопленной добычи нефти, которые приближались бы к прямолинейной зависимости ее от другого промыслового показателя (характеристики вытесне­ния). Если базовыми являлись режимы истощения, то удобнее анализировать изменение текущих показателей - отборов нефти, или дебитов нефти на одну добывающую скважину.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 4. Зависимость накопленной до­бычи нефти и нефтеотдачи пласта η от безразмерного времени τ без применения (1) и с применением (2) методов

 увели­чения нефтеотдачи.

∆Q, ∆η - соответственно прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи за счет метода повышения нефтеотдачи пласта (МПНП); τб, τм -предельное безразмерное время для заводнения и применяемого   МПНП соответ­ственно

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 5. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) накопленной добычи нефти Qн  от логарифма накопленной добычи воды (жидкости) lgQв (lgQж).

∆Qн, ∆η - прирост   накопленной   добычи нефти  и  нефтеотдачи    

соответственно; ∆Qв - экономия воды  (жидкости)

 

 

 

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма

водонефтяного фактора  lg w от логарифма накопленной добычи воды lg Qв

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 7. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2)   логарифма 

водонефтяного фактора lg w от накоплен­ной добычи нефти Qн 

 

 

 

В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций фактических показателей разработки объектов при заводнении. Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить прису­щие всем им следующие недостатки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 8. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма доли нефти

 в потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 9. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) изменения

 Текущей добычи нефти q от времени t

q0 - начальный дебит (добыча)

 

Применение способов прогнозирования основных технологиче­ских показателей разработки при заводнении возможно только при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не учитывают технологических изме­нений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин, изменение режима работы скважин и др.). Отсутствие универсальных способов, применимых для любых объектов, и в результате необходимость предварительной апроба­ции в конкретных условиях.

Период прогноза на будущее не может быть больше периода, предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это ограничивает их применение, точность прогноза становится очень низкой.

Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактиче­ских показателей разработки объекта с применением метода повы­шения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до приме­нения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 4).

Большой практический опыт использования различных графо­аналитических способов сравнения показателей разработки раз­личных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений при заводнении, оценки технологической эффективности различных технологических мероприятий, проводимых на месторождениях, позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов (рис. 5-9), к основным достоинствам которых относятся сле­дующие:

достаточно высокая надежность получаемых результатов;

простота использования и наглядность;

возможность интегрального учета геологических особенностей строения пласта;

возможность определения различных показателей эффективно­сти и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи воды, повышения темпа разработки и др.

Точность оценки технологической эффективности методов в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки объекта во время применения метода (такой же, как и до приме­нения), а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция.

Применение указанных способов оценки эффективности мето­дов в каждом конкретном случае требует предварительной их апробации для данного месторождения или района. На основании этой апробации дается оценка точности их применения по диспер­сии фактических и расчетных данных.

Если базовым вариантом разработки служит режим истощения, то экстраполируются фактические показатели текущей добычи нефти во времени (см. рис. 9). При этом добыча нефти до приме­нения метода может аппроксимироваться показательной, гипербо­лической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функ­ции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дис­персией фактических и расчетных данных.

Добыча нефти за счет применения метода определяется как разница фактических и расчетных показателей для базового ме­тода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой жидкости или время.

Применение метода на поздней стадии не исключает как допол­нительный способ оценки эффективности сравнение технологиче­ских показателей опытного и контрольного участков.
Не Пропустите: