PetroBAK.com     PetroBAK
Информационный ресурс Нефть и Газ
 
Для полноценного отображения информации на сайте Вам следует ЗАРЕГИСТРИРОВАТЬСЯ или войти под своим логином.
Все статьи

Расчет технологической эффективности ГТМ, проводимых на 3-м блоке Матросовского месторождения

Автор: Дамир Шайхутдинов, ТатНИПИнефть

Краткое описание

Основными показателями технологической эффективности мероприятий являются дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта. Кроме того, часто рассматриваются такие показатели, как среднесуточный дебит нефти и обводненность до и после проведения мероприятия [1,2,3].

В качестве способа оценки эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) были использованы характеристики вытеснения. Под характеристиками вытеснения (ХВ) принято понимать аналитические или эмпирические зависимости изменения технологических параметров добычи пластовых жидкостей в ходе процесса разработки. В целях анализа и прогноза они используются с применением статистических методов обработки промысловых данных. К настоящему времени известно более 150 различных ХВ, которые, в ряде случаев, являются связанными между собой .

При выборе методик для расчета дополнительной добычи были рассмотрены такие, как Сазонова, Максимова, Камбарова и Давыдова. Методика Давыдова не позволяла выявить прямолиненый участок до проведения мероприятия, кривая имеет множество изгибов и достаточно резко меняет наклон на противоположный. Методики Сазонова, Максимова и Камбарова позволяют оценить дополнительную добычу от проведения мероприятия, но кривые вытеснения до начала мероприятия имеют низкие коэффициенты корреляции с линейным трендом. В большинстве случаев, методики Сазонова, Максимова и Камбарова показывают завышенные значения дополнительной добычи от проведения мероприятия. При рассмотрении характеристик вытеснения на протяжении 11 месяцев до проведения мероприятия наиболее высокими значениями коэффициента корреляции обладает метод Сазонова.

В качестве основы для решения поставленной задачи использовалась методика Сазонова:

 

,

(1)

 

где  - накопленная добыча нефти с даты начала отсчета мероприятия, т;  - накопленная добыча жидкости с даты начала отсчета мероприятия, т; ,  - коэффициенты, определяемые по методу наименьших квадратов.

Данная методика методика наиболее четко отражает тенденцию обводнения скважин на месторождении.

Проанализируем зависимость  на примере скважины №**38.

На рис.1 представлен график зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости на скважине №**38 за 12 месяцев до мероприятия и за 24 месяца – после.

Рис.1. График зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости на скважине №**38 за 12 месяцев до мероприятия и за 24 месяца – после.

 

Как видно из графика, на отметке ln(Qж.нак) = 10 наблюдается экстремум производной функции , что говорит о прекращении действия эффекта от мероприятия. Данная точка должна была располагаться на линейном тренде, проведенном по точкам функции до мероприятия. Таким образом, методика Сазонова будет давать завышенные показания дополнительной добычи от проведенных мероприятий.

Для исправления данных погрешностей, формула  была модифицирована в формулу:

 

,

(2)

 

где Z – коэффициент, который подбирается таким образом, чтобы точка первого экстремума совпадала с областью линейного тренда. Определение данного коэффициента производится методом подбора, начиная со значения 0,5. Если экстремум располагается выше линейного тренда, то следует увеличивать Z с шагом 0,01, иначе – уменьшать. Остановить приближение следует после первого пересечения экстремума с трендом.

Рассмотренная характеристика вытеснения имеет наибольшую сходимость по сравнению с другими методиками и лучшим образом описывает характер кривых вытеснения ().

Рассмотрим применение модифицированной методики Сазонова на примере скважины №**38.

На рис.2 представлен график зависимости накопленной добычи нефти от степенной функции накопленной добычи жидкости на скважине №**38 за 12 месяцев до мероприятия и за 24 месяца – после.

Рис.2. График зависимости накопленной добычи нефти от степенной функции накопленной добычи жидкости на скважине  №**38 за 12 месяцев до мероприятия и за 24 месяца – после.

 

Из графика видно, что по данным добычи до проведения мероприятия выявлена зависимость: .

Дополнительная добыча от проведения мероприятия определяется как разность фактической и расчетной накопленной добычи нефти.

 

Таблица 1

Результаты подсчета дополнительной добычи от применения «Шешма-1» на скважине №**38.

Год
Месяц
Qж.нак
Qн.нак
f(Qж.нак)
Доп. добыча, т.
Время эффекта, мес.
qн, т/сут
Обв-ть
2008
10
497.1198
235.4778
3.253326
8.1
0.526316
2008
11
1010.12
478.4778
3.722467
8.1
0.526316
2008
12
1507.24
713.9556
4.016563
8.1
0.526316
2009
1
1945.627
844.6007
4.216201
4.5
0.701987
2009
2
2482.412
1002.101
4.415969
4.9
0.706587
2009
3
3001.412
1110.101
4.57817
3.6
0.791908
2009
4
3462.333
1194.452
4.704138
2.8
0.816993
2009
5
3920.159
1256.083
4.816457
2.1
0.865385
2009
6
4392.754
1319.701
4.921755
2.1
0.865385
2009
7
4848.754
1409.701
5.014986
3
0.802632
2009
8
5310.567
1459.39
5.102427
1.7
0.892405
2009
9
7651.941
1673.741
5.469109
2009
10
8263.434
1755.882
5.549585
2009
11
8868.957
1837.221
5.624654
27.19349
1
2.7
0.865672
2009
12
9651.857
1997.816
5.715787
153.2033
2
4
0.794872
2010
1
10638.52
2189.816
5.822473
398.8923
3
3.6
0.805405
2010
2
11263.96
2234.95
5.886014
646.6418
4
1.4
0.927835
2010
3
11836.06
2264.139
5.941682
885.8438
5
1
0.94898
2010
4
12428.71
2294.223
5.997095
1117.565
6
1
0.949239
2010
5
15644.35
2424.148
6.265099
1297.535
7
0.8
0.959596
2010
6
18543.68
2467.637
6.470789
1381.559
8
0.3
0.985
2010
7
22173.93
2522.091
6.694376
2010
8
25249.18
2741.752
6.861625
2010
9
26241.94
2850.053
6.912088
2010
10
27185.2
2961.681
6.958621
2010
11
28117.18
3060.361
7.003331
2010
12
29068.47
3161.087
7.047746
2011
1
29622.32
3219.729
7.073065
2011
2
30282.95
3284.497
7.102768
2011
3
30887.51
3334.388
7.129495
2011
4
31508.1
3385.601
7.156493
2011
5
32107.78
3435.089
7.182174
2011
6
32728.36
3486.303
7.208346
2011
7
33400.43
3542.064
7.236239
2011
8
34092.23
3599.462
7.26448
2011
9
34783.07
3656.781
7.292222

 

Таблица 2

Результаты подсчета дополнительной добычи от применения «Шешма-1» на скважине №**38.

Доп. Добыча, т.
Время эффекта, мес.
qн до мер-я, т/сут
qн после мер-я, т/сут
Обв-ть до
Обв-ть после
1381.559
8
4.454545
1.85
0.729293
0.904575

 

В приложении представлены расчеты для каждого мероприятия.

Таким образом, с помощью модифицированной характеристики вытеснения Сазонова была посчитана дополнительная добыча нефти от применения термобароимплозии,  акустико-химического воздействия, ОПЗ электрогидравлической, импульсно-химического воздействия, щелочно-полимерной композиции, биополимера ксантан, полимер-глинистой композиции.

Таблица 3

Структура дополнительной добычи от проведенных ГТМ на 3-м блоке Матросовского месторождения по мероприятиям

Мероприятие
Колич. операций, шт.
Доп. добыча, т.
Удел. технол. эффект доп. доб., т. на 1 скв.
Прод-ть эф-та, мес.
Ср. прод-ть на скв., мес/скв
Щелочно-полимерная композиция
2
72 571.1
36 285.6
29
15
Биополимер ксантан
3
55 208.0
18 402.7
51
17
Полимер-глинистая композиция
4
34 201.9
8 550.5
44
11
Шешма-1 (композиция по удалению АСПО)
3
5 020.3
1 673.4
30
10
ДП+Термобароимплозия(ДП+ТБИВ)
4
2 740.0
913.3
36
12
Импульсно-химическое воздействие (ИХВ)
3
1 257.4
419.1
15
5
Акустико-химическое возд.(АХВ)
1
366.2
366.2
10
10
ОПЗ ОООПакер
1
259.3
259.3
4
4
ОПЗ электрогидравлическая
1
252.0
252.0
8
8

 

Наиболее эффективным мероприятием по приросту доп. добычи на месторождении стало применение потокоотклоняющих технологий с использованием щелочно-полимерной композиции и биополимера «ксантан». Всего проведено 5 скважино – операций. Дополнительная добыча нефти составила 127.8 тыс. т или 59.9 % от дополнительной добычи по всем мероприятиям. За счет ввода в эксплуатацию новых скважин дополнительно было получено 41.5 тыс. т (19.4%) нефти.

Литература:

1.     Ибатуллин Р.Р.  Технологические процессы разработки нефтяных месторождений, Москва:ОАО «ВНИИОЭНГ»,2011.

2.     Ибатуллин Р.Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений(методы, теория, практика), Москва:Недра –Бизнес-центр,2004.

3.     Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (технологии и методы расчета) для студентов очной формы обучения и студентов АЗЦ специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. – 200 с.




Обсуждения:

Комментировать


Логин (е-mail):

Пароль:


Не видно? Нажми!
Введите код c картинки:

-Забыли пароль?

-







 
© Все права защищены 2011-2021 год.
Самое красивое и надежное отображение сайта достигается при использовании браузера Google Chrome
Рейтинг@Mail.ru