 (3.1)
где  – накопленная добыча нефти;
 – накопленная добычи жидкости;
А и В – постоянные коэффициенты.
Уравнение Пирвердяна А. М.
 (3.2)
Уравнение Сазонова Б. Ф.
 (3.3)
Уравнение предложенное институтом БашНИПИнефть
 (3.4)
3.3 Расчет технологической эффективности применения ЩПВ на Наратовском месторождении.
Количественное определение технологической эффективности ЩПВ, то есть добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта.
Базовый вариант – это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялось ЩПВ.
Эффект от применения ЩПВ определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту.
Применение МУН приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти, а также на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти их недр.
Виды, объемы внедрения и ожидаемая эффективность обосновываются в технологических схемах, проектах разработки и доразработки нефтяных месторождений.
Одним из методов расчета технологической эффективности являются характеристики вытеснения. Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость, например, накопленная добыча нефти – накопленный отбор жидкости. Характеристики вытеснения могут применяться для оценки эффективности. Практически всех методов воздействия на продуктивные пласты.
Для оценки эффективности по отдельным скважинам следует вести расчет по изменению параметров скважины до и после воздействия, то есть по динамике показателей.
Для определения количественной эффективности ЩПВ могут использоваться характеристики вытеснения различного вида. Это и характеристики вытеснения, предложенные Камбаровым, Казаковым, Сазоновым и др.
Лабораторией нефтеотдачи пластов БашНИПИнефть, отделом информационнго обеспечения в области геологии и геофизики был создан программный комплекс «Контакт» по оценке эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов.
В разработку задачи положено два варианта оценки технологической эффективности МУН:
- 1-й вариант – расчет эффективности по динамикам показателей эксплуатации отдельных скважин.
- 2-й вариант – расчет эффективности по характеристикам вытеснения нефти отдельной скважины или группы скважин.
В соответствии с принятой классификацией современные методы увеличения нефтеотдачи пластов подразделяются на тепловые, газожидкостные, физические, физико-химические, микробиологические, гидродинамические.
Для определения коэффициентов А и Б уравнения на прямой произвольно выбираются две точки вначале и конце кривой на значительном расстоянии друг от друга и вычисляются их параметры. Для двух точек этой прямой определяем дебит нефти и логарифм дебита жидкости.
Подставляем эти значения в уравнение характеристики вытеснения и получаем формулу для расчета эффективности мероприятия. Подставляя последовательно значения логарифм дебита жидкости, получим накопленную добычу нефти на заданную дату. Добыча нефти за счет МУН определяется как разность накопленной добычи нефти фактической по базовому варианту.
При обработке одних и тех же фактических данных по очагам воздействия с применением различных видов характеристик вытеснения получаются разные значения дополнительно добытой нефти. Программный комплекс «Контакт» позволяет автоматический выбор одной из них как оптимальный вариант. Выбор оптимального варианта расчета эффективности производится автоматически с учетом, например, коэффициента корреляции, то есть коэффициента, учитывающего разброс точек базы до проведения мероприятия. Все фактические данные по скважинам выбираются автоматически из базы данных НГДУ. Результаты расчетов технологической эффективности позволяют определить прирост добычи нефти за указанный период, снижение обводненности, снижение попутно добываемой воды.
Технологическая эффективность после обработки реагентом ЩПР от общей добычи нефти по Наратово составляет 17 – 20%. Это один из технологичных методов, который приносит НГДУ экономический эффект.
Все расчеты технологической эффективности применения метода ЩПВ по очагам воздействия скважина № 9 (таблицы 3.1, 3.2, 3.3), скважина № 27, скважина № 176 произведены в программном комплексе «Контакт» (Информационно вычислительная система геолого-промыслового геофизического анализа).
3.3.1 Расчет технологической эффективности применения ЩПВ по очагу воздействия скважины № 9
Рассматривая изменение обводненности на добывающих скважинах № 1, 2, 4, 5, 16 очаг воздействия скважина № 9. По графику (рисунок 3.4) видно, что после первой обработки (01.03.1997) эффекта от применения метода ЩПВ не произошло. Обводненность выросла примерно на 1%. После второй обработки в 1998 году произошло снижение обводненности примерно на 3,5 %.
Данный эффект от применения метода ЩПВ, то есть снижение обводненности продолжился до 2005 года. Рассматривая данный очаг видно, что технологический эффект достигнут. Рассматривая график добычи нефти (рисунок 3.5) по добывающим скважинам № 1, 2, 4, 5, 16 очаг воздействия нагнетательная скважина № 9 видно, что после первой обработки (01.03.1997) прироста добычи нефти не наблюдалась. После второй обработки (01.01.1998) отмечается значительный прирост нефти. С течением времени примерно года, происходит снижение добычи нефти. Хороший прирост добычи нефти дали обработки 01.02.2001 и обработка 01.03.2005. Результаты дополнительно добытой нефти за счет применения метода ЩПВ приведены в таблице 3.1.
С начала воздействия по добывающим скважинам очага нагнетательной скважины № 9 дополнительно добыто 3829 тысяч тон нефти, при этом произошло снижение объема добытой жидкости (рисунок 3.6). За счет применения метода ЩПВ дополнительная добыча нефти составила 17 – 20% от общей годовой добычи нефти по Наратовскому месторождению.
Таблица 3.1 – Эффективность воздействия реагентом ЩПР по скважине 9 (по методу Сазонова)
Месяц,
год
|
Эффективность по зонам МУН
|
Прирост добычи нефти,
тыс. т
|
Снижение обводнённости,
%
|
Снижение попутно добываемой воды от прироста добычи нефти фактическое, тыс. т
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
| |
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
03.1997
|
0,011
|
0,011
|
-0,277
|
0,277
|
-0,329
|
-0,329
|
Итого
за I кв.
|
0,011
|
–
|
–
|
–
|
-0,329
|
–
|
за один кв.
|
0,011
|
–
|
–
|
–
|
-0,329
|
–
|
04.1997
|
0,026
|
0,037
|
-0,632
|
0,456
|
-0,514
|
-0,844
|
05.1997
|
0,004
|
0,041
|
0,081
|
0,272
|
-0,515
|
-1,359
|
06.1997
|
0,008
|
0,049
|
-0,189
|
-0,251
|
-0,576
|
-1,935
|
Итого за
II кв.
|
0,038
|
–
|
–
|
–
|
-1,605
|
–
|
за два кв.
|
0,049
|
–
|
–
|
–
|
-1,935
|
–
|
07.1997
|
0,025
|
0,074
|
-0,568
|
-0,317
|
-0,643
|
-2,577
|
Продолжение таблицы 3.1
Месяц,
год
|
Эффективность по зонам МУН
|
Прирост добычи нефти,
тыс. т
|
Снижение обводнённости,
%
|
Снижение попутно добываемой воды от прироста добычи нефти фактическое, тыс. т
|
за месяц
|
. с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
| |
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
08.1997
|
0,008
|
0,082
|
-0,198
|
-0,297
|
-0,412
|
-2,990
|
09.1997
|
0,024
|
0,106
|
-0,599
|
-0,338
|
-0,376
|
-3,366
|
Итого за III кв
|
0,057
|
–
|
–
|
–
|
-1,431
|
–
|
за три кв.
|
0,106
|
–
|
–
|
–
|
-3,366
|
–
|
10.1997
|
0,013
|
0,119
|
-0,383
|
-0,343
|
0,304
|
-3,063
|
11.1997
|
0,019
|
0,138
|
0,845
|
-0,266
|
1,300
|
-1,763
|
12.1997
|
0,002
|
0,140
|
-0,046
|
-0,245
|
0,097
|
-1,665
|
Итого за IV кв.
|
0,034
|
–
|
–
|
–
|
1,701
|
–
|
за четв. кв.
|
0,140
|
–
|
–
|
–
|
-1,665
|
–
|
01.1998
|
0,008
|
0,148
|
0,214
|
-0,203
|
-0,149
|
-1,814
|
02.1998
|
0,009
|
0,157
|
0,256
|
-0,167
|
-0,227
|
-2,041
|
03.1998
|
0,014
|
0,171
|
0,367
|
-0,125
|
-0,125
|
-2,166
|
Итого за I кв.
|
0,031
|
–
|
–
|
–
|
-0,500
|
–
|
за один кв.
|
0,031
|
–
|
–
|
–
|
-0,500
|
–
|
04.1998
|
0,030
|
0,201
|
0,749
|
-0,062
|
-0,276
|
-2,441
|
05.1998
|
0,012
|
0,213
|
-0,301
|
-0,078
|
-0,215
|
-2,657
|
06.1998
|
0,004
|
0,217
|
0,115
|
-0,068
|
0,367
|
-2,290
|
Итого за II кв.
|
0,046
|
–
|
–
|
–
|
-0,124
|
–
|
за два кв.
|
0,077
|
–
|
–
|
–
|
-0.625
|
–
|
07.1998
|
0,006
|
0,223
|
0,166
|
-0,054
|
-0,015
|
-2,305
|
08.1998
|
0,003
|
0,226
|
0,079
|
-0,047
|
-0,125
|
-2,430
|
09.1998
|
0,013
|
0,239
|
-0,362
|
-0,063
|
-0,059
|
-2,489
|
Итого за III кв.
|
0,022
|
–
|
–
|
–
|
-0,198
|
|
за три кв.
|
0,099
|
–
|
–
|
–
|
-0.823
|
|
10.1998
|
0,033
|
0,272
|
-0,872
|
-0,102
|
-0,008
|
-2,497
|
11.1998
|
0,068
|
0,340
|
-1,878
|
-0,182
|
-0,029
|
-2,525
|
12.1998
|
0,065
|
0,405
|
-2,079
|
-0,252
|
0,560
|
-1,966
|
Итого за IV кв.
|
0,166
|
–
|
–
|
–
|
0,523
|
–
|
за четв. кв.
|
0,265
|
–
|
–
|
–
|
-0,301
|
–
|
01.1999
|
0,057
|
0,462
|
-1,617
|
-0,308
|
0,158
|
-1,808
|
Продолжение таблицы 3.1
Месяц,
год
|
Эффективность по зонам МУН
|
Прирост добычи нефти,
тыс. т
|
Снижение обводнённости,
%
|
Снижение попутно добываемой воды от прироста добычи нефти фактическое, тыс. т
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
| |
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
02.1999
|
0,031
|
0,493
|
-1,019
|
-0,332
|
0,324
|
-1,484
|
03.1999
|
0,030
|
0,523
|
-0,827
|
-0,351
|
0,103
|
|
за I кв.
|
0,118
|
–
|
–
|
–
|
0,584
|
–
|
за один кв.
|
0,118
|
–
|
–
|
–
|
0,584
|
–
|
04.1999
|
0,027
|
0,550
|
-0,786
|
-0,366
|
0,219
|
-1,162
|
05.1999
|
0,024
|
0,574
|
-0,651
|
-0,377
|
0,030
|
-1,132
|
06.1999
|
0,028
|
0,602
|
-0,803
|
-0,391
|
0,179
|
-0,953
|
Итого за II кв.
|
0,079
|
–
|
–
|
–
|
0,428
|
–
|
11.1999
|
0,028
|
0,683
|
-0,809
|
-0,390
|
0,157
|
0,070
|
12.1999
|
0,003
|
0,686
|
0,069
|
-0,376
|
-0,013
|
0,056
|
Итого за IV кв.
|
0,038
|
–
|
–
|
–
|
0,263
|
–
|
за четв. кв.
|
0,281
|
–
|
–
|
–
|
2,022
|
–
|
01.2000
|
0,006
|
0,692
|
-0,146
|
-0,369
|
-0,066
|
-0,010
|
02.2000
|
0,004
|
0,696
|
-0,099
|
-0,362
|
0,013
|
0,004
|
03.2000
|
0,007
|
0,703
|
0,197
|
-0,347
|
0,125
|
0,129
|
Итого за I кв.
|
0,017
|
–
|
–
|
–
|
0,073
|
–
|
за один кв.
|
0,017
|
–
|
–
|
–
|
0,073
|
–
|
04.2000
|
0,002
|
0,705
|
-0,055
|
-0,340
|
0,295
|
0,424
|
05.2000
|
0,016
|
0,721
|
0,443
|
-0,321
|
0,179
|
0,603
|
06.2000
|
0,031
|
0,752
|
0,927
|
-0,292
|
0,280
|
0,883
|
Итого за II кв.
|
0,049
|
–
|
–
|
–
|
0,754
|
–
|
за два кв.
|
0,066
|
–
|
–
|
–
|
0,827
|
–
|
07.2000
|
0,011
|
0,763
|
0,318
|
-0,278
|
0,229
|
1,113
|
08.2000
|
0,002
|
0,765
|
0,067
|
-0,270
|
0,380
|
1,493
|
09.2000
|
0,021
|
0,786
|
0,652
|
-0,251
|
0,426
|
1,918
|
Итого за III кв.
|
0,100
|
–
|
–
|
–
|
1,035
|
–
|
за три кв.
|
0,166
|
–
|
–
|
–
|
1,862
|
–
|
10.2000
|
0,020
|
0,806
|
0,593
|
-0,233
|
0,348
|
2,267
|
11.2000
|
0,029
|
0,835
|
0,975
|
-0,211
|
0,675
|
2,941
|
12.2000
|
0,020
|
0,855
|
0,624
|
-0,195
|
0,516
|
3,458
|
Продолжение таблицы 3.1
Месяц,
год
|
Эффективность по зонам МУН
|
Прирост добычи нефти,
тыс. т.
|
Снижение обводнённости,
%
|
Снижение попутно добываемой воды от прироста добычи нефти фактическое, тыс. т.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
| |
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
Итого за IV кв.
|
0,069
|
–
|
–
|
–
|
1,539
|
–
|
за четв. кв.
|
0,235
|
–
|
–
|
–
|
3,401
|
–
|
01.2001
|
0,031
|
0,886
|
0,975
|
-0,173
|
0,567
|
4,025
|
02.2001
|
0,014
|
0,900
|
0,463
|
-0,162
|
0,368
|
4,393
|
03.2001
|
0,059
|
0,959
|
1,794
|
-0,125
|
0,550
|
4,943
|
Итого за I кв.
|
0,104
|
–
|
–
|
–
|
1,485
|
–
|
за один кв
|
0,104
|
–
|
–
|
–
|
1,485
|
–
|
Итого за III кв.
|
0,154
|
–
|
–
|
–
|
1,983
|
–
|
за три кв.
|
0,411
|
–
|
–
|
–
|
5,250
|
–
|
10.2001
|
0,062
|
1,327
|
1,911
|
0,074
|
0,573
|
9,281
|
11.2001
|
0,047
|
1,374
|
1,557
|
0,097
|
0,644
|
9,925
|
12.2001
|
0,058
|
1,432
|
1,829
|
0,123
|
0,651
|
10,577
|
Итого за IV кв.
|
0,167
|
–
|
–
|
–
|
1,868
|
–
|
за четв. кв.
|
0,579
|
–
|
–
|
–
|
7,119
|
–
|
01.2002
|
0,057
|
1,489
|
1,811
|
0,149
|
0,647
|
11,224
|
02.2002
|
0,053
|
1,542
|
1,859
|
0,172
|
0,591
|
11,814
|
03.2002
|
0,038
|
1,580
|
1,210
|
0,188
|
0,638
|
12,452
|
Итого за I кв.
|
0,149
|
–
|
–
|
–
|
1,876
|
–
|
за один кв.
|
0,149
|
–
|
–
|
–
|
1,876
|
–
|
04.2002
|
0,039
|
1,619
|
1,179
|
0,203
|
0,352
|
12,805
|
05.2002
|
0,053
|
1,672
|
1,537
|
0,224
|
0,379
|
13,183
|
06.2002
|
0,045
|
1,717
|
1,389
|
0,240
|
0,458
|
13,641
|
Итого за II кв.
|
0,137
|
–
|
–
|
–
|
1,189
|
–
|
за два кв.
|
0,286
|
–
|
–
|
–
|
3,065
|
–
|
07.2002
|
0,066
|
1,783
|
2,105
|
0,266
|
0,671
|
14,313
|
08.2002
|
0,079
|
1,862
|
2,521
|
0,297
|
0,703
|
15,016
|
09.2002
|
0,053
|
1,915
|
1,580
|
0,315
|
0,331
|
15,346
|
Итого за III кв.
|
0,198
|
–
|
–
|
–
|
1,705
|
–
|
за три кв.
|
0,484
|
–
|
–
|
–
|
4,770
|
–
|
10.2002
|
0,082
|
1,997
|
2,270
|
0,345
|
0,262
|
15,608
|
Продолжение таблицы 3.1
Месяц,
год
|
Эффективность по зонам МУН
|
Прирост добычи нефти,
тыс. т.
|
Снижение обводнённости,
%
|
Снижение попутно добываемой воды от прироста добычи нефти фактическое, тыс. т.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
| |
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
11.2002
|
0,070
|
2,067
|
1,977
|
0,369
|
0,186
|
15,795
|
12.2002
|
0,036
|
2,103
|
0,978
|
0,378
|
0,095
|
15,889
|
Итого за IV кв.
|
0,188
|
–
|
–
|
–
|
0,543
|
–
|
за четв. кв.
|
0,672
|
–
|
–
|
–
|
5,313
|
–
|
01.2003
|
0,053
|
2,156
|
1,413
|
0,394
|
0,069
|
15,958
|
02.2003
|
0,067
|
2,223
|
2,020
|
0,415
|
0,168
|
16,126
|
08.2003
|
0,056
|
2,565
|
1,820
|
0,510
|
0,739
|
18,614
|
09.2003
|
0,078
|
2,643
|
2,593
|
0,533
|
0,688
|
19,302
|
Итого за III кв.
|
0,209
|
–
|
–
|
–
|
1,859
|
–
|
за три кв.
|
0,539
|
–
|
–
|
–
|
3,413
|
–
|
10.2003
|
0,055
|
2,698
|
1,633
|
0,546
|
0,440
|
19,741
|
11.2003
|
0,045
|
2,743
|
1,345
|
0,556
|
0,356
|
20,097
|
12.2003
|
0,026
|
2,769
|
0,773
|
0,558
|
0,440
|
20,537
|
Итого за IV кв.
|
0,126
|
–
|
–
|
–
|
1,235
|
–
|
за четв. кв.
|
0,665
|
–
|
–
|
–
|
4,648
|
–
|
01.2004
|
0,015
|
2,784
|
0,419
|
0,556
|
0,298
|
20,835
|
02.2004
|
0,040
|
2,824
|
1,256
|
0,564
|
0,356
|
21,191
|
03.2004
|
0,019
|
2,843
|
0,565
|
0,564
|
0,474
|
21,665
|
Итого за I кв.
|
0,074
|
–
|
–
|
–
|
1,128
|
–
|
за один кв.
|
0,074
|
–
|
–
|
–
|
1,128
|
–
|
04.2004
|
0,038
|
2,881
|
1,166
|
0,571
|
0,399
|
22,064
|
05.2004
|
0,030
|
2,911
|
0,906
|
0,574
|
0,524
|
22,588
|
06.2004
|
0,013
|
2,924
|
0,470
|
0,573
|
0,800
|
23,388
|
Итого за II кв.
|
0,081
|
–
|
–
|
–
|
1,723
|
–
|
за два кв.
|
0,155
|
–
|
–
|
–
|
2,851
|
–
|
07.2004
|
0,026
|
2,950
|
0,919
|
0,577
|
0,899
|
24,287
|
08.2004
|
0,037
|
2,987
|
1,201
|
0,583
|
0,673
|
24,960
|
09.2004
|
0,041
|
3,028
|
1,345
|
0,590
|
0,629
|
25,590
|
Итого за III кв.
|
0,105
|
–
|
–
|
–
|
2,202
|
–
|
Продолжение таблицы 3.1
Месяц,
год
|
Эффективность по зонам МУН
|
Прирост добычи нефти,
тыс. т.
|
Снижение обводнённости,
%
|
Снижение попутно добываемой воды от прироста добычи нефти фактическое, тыс. т.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
|
за месяц
|
с начала воздейст.
| |
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
за три кв.
|
0,260
|
–
|
–
|
–
|
5,053
|
–
|
10.2004
|
0,037
|
3,065
|
1,173
|
0,596
|
0,675
|
26,264
|
11.2004
|
0,023
|
3,088
|
0,743
|
0,598
|
0,526
|
26,791
|
12.2004
|
0,040
|
3,128
|
1,224
|
0,604
|
0,545
|
27,336
|
Итого за IV кв.
|
0,100
|
–
|
–
|
–
|
1,746
|
–
|
Итого за II кв.
|
0,215
|
–
|
–
|
–
|
1,783
|
–
|
за два кв.
|
0,333
|
–
|
–
|
–
|
3,373
|
–
|
07.2005
|
0,069
|
3,528
|
2,212
|
0,682
|
0,705
|
31,414
|
08.2005
|
0,068
|
3,596
|
2,182
|
0,695
|
0,698
|
32,112
|
09.2005
|
0,059
|
3,655
|
1,933
|
0,706
|
0,664
|
32,776
|
Итого за III кв.
|
0,196
|
–
|
–
|
–
|
2,067
|
–
|
за три кв.
|
0,529
|
–
|
–
|
–
|
5,440
|
–
|
10.2005
|
0,056
|
3,711
|
1,778
|
0,715
|
0,676
|
33,452
|
11.2005
|
0,060
|
3,771
|
1,965
|
0,726
|
0,650
|
34,102
|
12.2005
|
0,058
|
3,829
|
1,912
|
0,736
|
0,781
|
34,883
|
Итого за IV кв.
|
0,174
|
–
|
–
|
–
|
2,108
|
–
|
за четв. кв.
|
0,702
|
–
|
–
|
–
|
7548
|
–
|
т
|
Скачать 448.47 Kb.