4.3 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.
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 координат в зависимостях.
Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:
-простота применения данного метода прогноза;
-извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.
Суть методики заключается в следующем.
Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:
(4.3.1)
Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (Vн,Vв,Vж).
Успешность использования характеристик вытеснения при определения технологического эффекта от БГС и интенсификации притока нефти обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.
При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.
Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.
где Qн, Qн, Qж – фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости; a, b – постоянные коэффициенты.
Для определения добычи нефти за счет применения ГС по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel).
Рассмотрим подробнее метод Максимова на примере скважины № 1
(4.3.9)
(4.3.10)
Критерий Тейла:
(4.3.11)
Таблица 4.3.1 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН (скважина №1)
ДАТА | Добыча за месяц,т. | Добыча накопленная,т. | ||
Нефть | Вода | Нефть | Жидкость | |
07.08 | 345 | 9265 | 345 | 9610 |
08.08 | 268 | 9245 | 613 | 19123 |
09.08 | 257 | 8600 | 870 | 27980 |
10.08 | 249 | 7669 | 1119 | 35898 |
11.08 | 276 | 10604 | 1395 | 46778 |
12.08 | 286 | 10887 | 1681 | 57951 |
01.09 | 323 | 7956 | 2004 | 66230 |
02.09 | 281 | 7688 | 2285 | 74199 |
03.09 | 321 | 8941 | 2606 | 83461 |
04.09 | 354 | 8583 | 2960 | 92398 |
05.09 | 363 | 8837 | 3323 | 101598 |
06.09 | 319 | 8487 | 3642 | 110404 |
07.09 | 371 | 8670 | 4013 | 119445 |
08.09 | 359 | 8569 | 4372 | 128373 |
09.09 | 336 | 8963 | 4708 | 137672 |
10.09 | 264 | 8863 | 4972 | 146799 |
11.09 | 255 | 10203 | 5227 | 157257 |
12.09 | 218 | 10463 | 5445 | 167938 |
Таблица 4.3.2 Рассчитанные базовые кривые
Дата | Абызбаев | Говоров-Рябинин | Давыдов | Камбаров | Максимов | Пост. Нефтесод. | Сазонов |
07.08 | 5,763 | 9,2281 | 1754,28 | 5859,24 | -304,07 | 248,52 | -302,29 |
08.08 | 6,430 | 9,8180 | 1887,40 | 4301,66 | 626,30 | 558,09 | 624,50 |
09.08 | 6,800 | 10,1774 | 1920,71 | 3803,58 | 1139,28 | 846,32 | 1137,13 |
10.08 | 7,042 | 10,4357 | 1918,01 | 3566,38 | 1474,17 | 1103,98 | 1472,77 |
11.08 | 7,298 | 10,6620 | 1964,75 | 3371,43 | 1831,93 | 1458,04 | 1829,34 |
12.08 | 7,506 | 10,8534 | 1992,95 | 3247,41 | 2121,00 | 1821,64 | 2117,83 |
01.09 | 7,636 | 11,0338 | 1949,64 | 3182,51 | 2298,78 | 2091,05 | 2297,69 |
02.09 | 7,746 | 11,1685 | 1931,03 | 3133,71 | 2450,78 | 2350,38 | 2450,72 |
03.09 | 7,860 | 11,3034 | 1916,19 | 3088,71 | 2608,31 | 2651,79 | 2609,15 |
04.09 | 7,959 | 11,4341 | 1888,10 | 3053,84 | 2743,94 | 2942,62 | 2746,17 |
05.09 | 8,051 | 11,5529 | 1864,83 | 3024,35 | 2870,61 | 3242,00 | 2874,02 |
06.09 | 8,132 | 11,6469 | 1855,12 | 3000,73 | 2981,96 | 3528,57 | 2985,97 |
07.09 | 8,208 | 11,7465 | 1834,03 | 2980,10 | 3086,93 | 3822,78 | 3091,99 |
08.09 | 8,278 | 11,8344 | 1818,10 | 2962,58 | 3183,19 | 4113,32 | 3189,08 |
09.09 | 8,346 | 11,9104 | 1813,24 | 2946,75 | 3277,01 | 4415,93 | 3283,27 |
10.09 | 8,408 | 11,9664 | 1824,59 | 2933,16 | 3363,76 | 4712,94 | 3369,73 |
11.09 | 8,475 | 12,0178 | 1846,44 | 2919,53 | 3457,15 | 5053,27 | 3462,42 |
12.09 | 8,539 | 12,0597 | 1874,69 | 2907,36 | 3546,63 | 5400,85 | 3550,93 |
Коэфф. A | -3,13684 | 3,230525 | -31628,6 | 2728,19 | -12583,2 | -64,2134 | -12654,2 |
Коэфф. B | 0,970435 | 1,026355 | 34626 | -30089419 | 1344,335 | 0,032542 | 1346,908 |
Критерий Тейла | 0,017256 | 0,007321 | 0,02051 | 0,014113 | 0,044377 | 0,010731 | 0,044397 |
Таблица 4.3.3
Дата | Формула Камбарова | Формула Говорова-Рябинина | Формула Пост. Нефтесод. | Среднее значение | |||||||
накопл доб. нефть,т | доп.добыча | накопл доб. нефть,т | доп.добыча | накопл доб. нефть,т | доп.добыча | доп.добыча | |||||
за месяц | накопл. | за месяц | накопл | за месяц | накоп. | за месяц | накоп. | ||||
07.09 | 2980,10 | 1032,9 | 1032,9 | 3675,87 | 337,12 | 337,12 | 3822,78 | 190,21 | 190,21 | 520,08 | 520,08 |
08.09 | 2962,58 | 1409,42 | 2442,32 | 3941,49 | 430,50 | 767,63 | 4113,32 | 258,67 | 448,89 | 699,53 | 1219,61 |
09.09 | 2946,75 | 1761,25 | 4203,57 | 4218,82 | 489,17 | 1256,8 | 4415,93 | 292,07 | 740,96 | 847,49 | 2067,11 |
10.09 | 2933,16 | 2038,84 | 6242,41 | 4492,58 | 479,41 | 1736,22 | 4712,94 | 259,05 | 1000,02 | 925,77 | 2992,88 |
11.09 | 2919,53 | 2307,47 | 8549,88 | 4807,2 | 419,79 | 2156,02 | 5053,27 | 173,73 | 1173,75 | 967,00 | 3959,88 |
12.09 | 2907,36 | 2537,64 | 11087,52 | 5129,26 | 315,73 | 2471,75 | 5400,85 | 44,14 | 1217,90 | 965,84 | 4925,72 |
Рис. 4.3.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)
Рис. 4.3.2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)
Рис. 4.3.3. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)
Рис. 4.3.4. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №1)
Данные расчетов по скв.№2, №3 приведены в таблицах 4.3.4 – 4.3.9.
Таблица 4.3.4 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№2
ДАТА | Добыча за месяц,т. | Добыча накопленная,т. | ||
Нефть | Вода | Нефть | Жидкость | |
02.08 | 358 | 1436 | 358 | 1794 |
03.08 | 409 | 1622 | 767 | 3825 |
04.08 | 395 | 1463 | 1162 | 5683 |
05.08 | 433 | 1385 | 1595 | 7501 |
06.08 | 385 | 1365 | 1980 | 9251 |
07.08 | 432 | 1557 | 2412 | 11240 |
08.08 | 435 | 1598 | 2847 | 13273 |
09.08 | 635 | 1077 | 3482 | 14985 |
10.08 | 590 | 1035 | 4072 | 16610 |
11.08 | 347 | 1385 | 4419 | 18342 |
12.08 | 352 | 1465 | 4771 | 20159 |
01.09 | 501 | 1135 | 5272 | 21795 |
02.09 | 461 | 1159 | 5733 | 23415 |
03.09 | 440 | 1335 | 6173 | 25190 |
04.09 | 413 | 1315 | 6586 | 26918 |
05.09 | 487 | 1254 | 7073 | 28659 |
6.09 | 429 | 1105 | 7502 | 30193 |
07.09 | 486 | 1123 | 7988 | 31802 |
08.09 | 545 | 1163 | 8533 | 33510 |
09.09 | 645 | 1569 | 9178 | 35724 |
10.09 | 359 | 948 | 9537 | 37031 |
11.09 | 469 | 1257 | 10006 | 38757 |
Таблица 4.3.5 Рассчитанные базовые кривые
Дата | Абызбаев | Говоров-Рябинин | Давыдов | Камбаров | Максимов | Пост. Нефтесод. | Сазонов |
02.08 | 5,823793 | 7,340 | 492,605 | 11486,28 | -1343,38 | 163,55 | -1316,65 |
03.08 | 6,652752 | 8,016 | 603,0457 | 8042,717 | 642,4696 | 681,47 | 625,45 |
04.08 | 7,086245 | 8,385 | 1052,944 | 7048,254 | 1669,607 | 1155,28 | 1641,047 |
05.08 | 7,390142 | 8,666 | 1984,165 | 6552,063 | 2371,672 | 1618,88 | 2353,024 |
06.08 | 7,619737 | 8,857 | 2142,916 | 6258,648 | 2917,92 | 2065,14 | 2890,924 |
07.08 | 7,832965 | 9,032 | 2206,735 | 6036,096 | 3427,676 | 2572,35 | 3390,481 |
08.08 | 8,014996 | 9,179 | 2195,888 | 5877,55 | 3864,764 | 3090,78 | 3816,945 |
09.08 | 8,147826 | 9,358 | 4233,019 | 5777,405 | 4123,025 | 3527,35 | 4128,144 |
10.08 | 8,260552 | 9,497 | 5690,788 | 5701,446 | 4349,369 | 3941,73 | 4392,24 |
11.08 | 8,369153 | 9,569 | 5208,462 | 5635,303 | 4624,636 | 4383,40 | 4646,674 |
12.08 | 8,472574 | 9,637 | 4723,522 | 5578,13 | 4887,47 | 4846,75 | 4888,971 |
01.09 | 8,558009 | 9,726 | 5318,796 | 5534,808 | 5074,431 | 5263,94 | 5089,13 |
02.09 | 8,636509 | 9,800 | 5655,395 | 5497,875 | 5252,535 | 5677,05 | 5273,041 |
03.09 | 8,716514 | 9,866 | 5679,849 | 5462,862 | 5443,754 | 6129,69 | 5460,478 |
04.09 | 8,789158 | 9,923 | 5635,553 | 5433,212 | 5619,412 | 6570,34 | 5630,671 |
05.09 | 8,857778 | 9,987 | 5878,317 | 5406,955 | 5776,643 | 7014,31 | 5791,435 |
6.09 | 8,914869 | 10,039 | 6068,648 | 5386,329 | 5907,799 | 7405,49 | 5925,189 |
07.09 | 8,971715 | 10,094 | 6377,691 | 5366,833 | 6034,703 | 7815,79 | 6058,369 |
08.09 | 9,028994 | 10,153 | 6772,26 | 5348,186 | 6159,97 | 8251,34 | 6192,564 |
09.09 | 9,099044 | 10,218 | 7031,456 | 5326,668 | 6320,025 | 8815,93 | 6356,68 |
10.09 | 9,138387 | 10,252 | 7102,916 | 5315,174 | 6412,208 | 9149,22 | 6448,853 |
11.09 | 9,188266 | 10,294 | 7174,932 | 5301,182 | 6529,653 | 9589,36 | 6565,711 |
Коэфф. A | -2,37941 | 2,125022 | 91740,72 | 5000,988 | -20441,7 | -293,927 | -20535,3 |
Коэфф. B | 1,094898 | 0,886903 | -113997 | -11634616 | 2627,138 | 0,255007 | 2565,153 |
Критерий Тейла | 0,014237 | 0,010871 | 0,060408 | 0,016605 | 0,027179 | 0,028408 | 0,027169 |
Таблица 4.3.6
Дата | Формула Камбарова | Формула Говорова-Рябинина | Формула Абызбаева | Среднее значение | |||||||
накопл. доб. нефть,т | доп.добыча | накопл. доб. нефть,т | доп.добыча | накопл. доб. нефть,т | доп.добыча | доп.добыча | |||||
за месяц | накопл. | за месяц | накопл. | за месяц | накопл. | за месяц | накопл. | ||||
06.09 | 5386,32 | 2115,67 | 2115,67 | 7425,67 | 76,32 | 76,32 | 7441,8 | 60,19 | 60,19 | 750,73 | 750,73 |
07.09 | 5366,83 | 2621,16 | 4736,83 | 7841,32 | 146,67 | 223,001 | 7877,09 | 110,90 | 171,09 | 959,58 | 1710,31 |
08.09 | 5348,18 | 3184,81 | 7921,65 | 8274,43 | 258,56 | 481,56 | 8341,46 | 191,53 | 362,63 | 1211,6 | 2921,95 |
09.09 | 5326,66 | 3851,33 | 11772,98 | 8862,80 | 315,19 | 796,76 | 8946,73 | 231,26 | 593,89 | 1465,9 | 4387,88 |
10.09 | 5315,17 | 4221,82 | 15994,81 | 9220,47 | 316,53 | 1113,29 | 9305,74 | 231,25 | 825,15 | 1589,8 | 5977,75 |
11.09 | 5301,18 | 4704,81 | 20699,62 | 9697,14 | 308,85 | 1422,15 | 9781,67 | 224,32 | 1049,47 | 1745,9 | 7723,75 |
Рис. 4.3.5. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)
Рис. 4.3.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)
Рис. 4.3.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)
Рис. 4.3.8. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №2)
Таблица 4.3.7 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№3
ДАТА | Добыча за месяц,т. | Добыча накопленная,т. | ||
Нефть | Вода | Нефть | Жидкость | |
10.08 | 546 | 496 | 546 | 1042 |
11.08 | 600 | 561 | 1146 | 3245 |
12.08 | 727 | 1322 | 1873 | 7497 |
01.09 | 625 | 1006 | 2498 | 13380 |
02.09 | 625 | 977 | 3123 | 20865 |
03.09 | 718 | 1106 | 3841 | 30174 |
04.09 | 653 | 995 | 4494 | 41131 |
05.09 | 651 | 1065 | 5145 | 53804 |
06.09 | 609 | 1004 | 5754 | 68090 |
07.09 | 679 | 1146 | 6433 | 84201 |
08.09 | 613 | 1068 | 7046 | 101993 |
09.09 | 709 | 1063 | 7755 | 121557 |
10.09 | 670 | 1125 | 8425 | 142916 |
11.09 | 666 | 1048 | 9091 | 165989 |
Таблица 4.3.8 Рассчитанные базовые кривые
Дата | Абызбаев | Говоров-Рябинин | Давыдов | Камбаров | Макси-мов | Пост. Нефтесод. | Сазонов |
10.08 | 6,367073 | 6,173217 | -145,871 | 7219,934 | -4,74 | 1139,46 | -0,21865 |
11.08 | 7,004604 | 7,096609 | 1902,251 | 4755,44 | 1213,02 | 1322,82 | 1310,575 |
12.08 | 7,474564 | 7,708453 | 2016,803 | 4094,31 | 2518,71 | 1676,722 | 2276,833 |
01.09 | 7,799656 | 8,067078 | 2893,663 | 3872,465 | 3086,34 | 2166,375 | 2945,236 |
02.09 | 8,049013 | 8,345191 | 3492,406 | 3771,047 | 3494,47 | 2789,366 | 3457,926 |
03.09 | 8,256051 | 8,602922 | 3871,876 | 3715,117 | 3858,18 | 3564,172 | 3883,606 |
04.09 | 8,429907 | 8,79847 | 4200,112 | 3681,722 | 4127,26 | 4476,144 | 4241,061 |
05.09 | 8,580643 | 8,966957 | 4434,762 | 3660,06 | 4372,76 | 5530,942 | 4550,981 |
06.09 | 8,712801 | 9,106285 | 4633,89 | 3645,31 | 4574,26 | 6719,993 | 4822,703 |
07.09 | 8,831991 | 9,24521 | 4775,162 | 3634,68 | 4777,11 | 8060,942 | 5067,763 |
08.09 | 8,939575 | 9,358569 | 4905,716 | 3626,843 | 4945,59 | 9541,804 | 5288,962 |
09.09 | 9,038058 | 9,47798 | 5017,643 | 3620,874 | 5097,41 | 11170,15 | 5491,447 |
10.09 | 9,128905 | 9,581185 | 5108,237 | 3616,224 | 5243,87 | 12947,9 | 5678,232 |
11.09 | 9,2129 | 9,67594 | 5193,64 | 3612,545 | 5369,26 | 14868,31 | 5850,929 |
Коэфф. A | 2,467206 | -1,67636 | 6341,679 | 3589,756 | -9994,16 | 1052,732 | -8018,52 |
Коэфф. B | 0,561221 | 1,245447 | -13629,1 | -3782645 | 1609,489 | 0,083232 | 1153,895 |
Критерий Тейла | 0,007578 | 0,012871 | 0,049668 | 0,005903 | 1,522027 | 0,004238 | 26,16246 |
Таблица 4.3.9
Дата | Формула Камбарова | Формула Абызбаева | Формула Пост. Нефтесод. | Среднее значение | |||||||
накопл. доб. нефть,т | доп.добыча | накопл. доб. нефть,т | доп.добыча | накопл. доб. нефть,т | доп.добыча | доп.добыча | |||||
за месяц | накопл. | за месяц | накопл. | за месяц | накопл. | за месяц | накопл. | ||||
07.09 | 3645,31 | 2108,69 | 2108,69 | 6080,25 | -326,25 | -326,25 | 6719,99 | -965,99 | -965,99 | 272,15 | 272,15 |
08.09 | 3634,68 | 2798,32 | 4907,01 | 6849,91 | -416,91 | -743,16 | 8060,94 | -1627,94 | -2593,93 | 251,16 | 523,31 |
09.09 | 3626,84 | 3419,16 | 8326,17 | 7627,96 | -581,96 | -1325,12 | 9541,80 | -2495,80 | -5089,74 | 113,80 | 637,10 |
10.09 | 3620,87 | 4134,13 | 12460,29 | 8417,41 | -662,41 | -1987,53 | 11170,15 | -3415,15 | -8504,89 | 18,85 | 655,96 |
11.09 | 3616,22 | 4808,78 | 17269,07 | 9217,92 | -792,92 | -2780,45 | 12947,90 | -4522,90 | -13027,79 | -169,02 | 486,94 |
12.09 | 3612,54 | 5478,46 | 22747,52 | 10025,63 | -934,63 | -3715,08 | 14868,31 | -5777,31 | -18805,11 | -411,16 | 75,78 |
Рис. 4.3.9. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)
Рис. 4.3.10. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)
Рис. 4.3.11. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)
Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)
5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА
Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.
Исходные данные для расчета:
1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;
2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;
3. На начало планируемого года:
- накопленная добыча нефти (ΣQн), т;
- накопленная добыча жидкости (ΣQж), т;
- накопленная закачка воды (ΣQзак), м3;
- действующий фонд добывающих скважин (Nддей);
- действующий фонд нагнетательных скважин (Nндей);
4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):
- добывающих (Nдб);
- нагнетательных (Nнб).
Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения
Год | НБЗ, тыс.т. | НИЗ, тыс.т. | ΣQн, тыс.т. | ΣQж, тыс.т | ΣQзак, тыс. м3 | Nддей | Nндей | Nдб | Nнб |
2009 | 138322 | 69990 | 54830 | 200323 | 236577 | 307 | 196 | 3 | 1 |
Расчет показателей разработки
1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:
Дпер=365×К (5.1)
Дпер= 365×0,9 = 328,5
2. Количество дней работы новых добывающих скважин:
Днов=160
3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:
qннов=8 т/сут
4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:
Кпад=0,93
5. Годовая добыча нефти из новых скважин:
(5.1)
6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:
(5.2),
7. Годовая добыча нефти всего
(5.3)
8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:
(5.4)
9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):
10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):
(5.5)
11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:
12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:
(5.6)
13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:
(5.7)
14. Средний дебит одной скважины по нефти:
(5.8)
15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:
(5.9)
16. Накопленная добыча нефти:
(5.10)
17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):
(5.11)
18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:
(5.12)
19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:
(5.13)
20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:
(5.14)
21. Средняя обводненность добываемой продукции:
(5.15),
22. Годовая добыча жидкости:
(5.16)
23. Добыча жидкости с начала разработки:
(5.17)
24. Годовая закачка воды:
(5.18)
25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:
26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:
27. Водо-нефтяной фактор:
(5.19)
Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2
Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки
Годы | Добыча, млн. т | Накопленная добыча, млн. т | В, % | Закачка воды, млн. м3 | Средний дебит по нефти, т/сут | КИН | Темп отбора от НИЗ | Темп отбора от ТИЗ | |||
нефти | жидкости | нефти | жидкости | год | S | ||||||
2010 | 0,462 | 10,286 | 55,292 | 311,764 | 0,96 | 13,840 | 250,417 | 4,22 | 39,97 | 1,23 | 1,46 |
2011 | 0,472 | 10,936 | 55,764 | 323,206 | 0,96 | 13,843 | 264,261 | 4,27 | 40,32 | 1,18 | 1,41 |
2012 | 0,463 | 11,153 | 56,228 | 334,647 | 0,96 | 13,841 | 278,102 | 4,15 | 40,65 | 1,11 | 1,36 |
2013 | 0,481 | 12,047 | 56,709 | 346,089 | 0,96 | 13,845 | 291,947 | 4,26 | 41 | 1,06 | 1,30 |
2014 | 0,465 | 12,148 | 57,174 | 357,530 | 0,96 | 13,841 | 305,789 | 4,09 | 41,33 | 1,00 | 1,25 |
2015 | 0,494 | 13,498 | 57,668 | 368,972 | 0,96 | 13,848 | 319,637 | 4,3 | 41,69 | 0,94 | 1,20 |
2016 | 0,508 | 14,572 | 58,176 | 380,413 | 0,97 | 13,851 | 333,489 | 4,38 | 42,06 | 0,90 | 1,15 |
2017 | 0,514 | 15,497 | 58,690 | 391,855 | 0,97 | 13,853 | 347,342 | 4,39 | 42,43 | 0,84 | 1,09 |
2018 | 0,506 | 16,087 | 59,196 | 403,297 | 0,97 | 13,851 | 361,193 | 4,29 | 42,8 | 0,79 | 1,04 |
2019 | 0,509 | 17,056 | 59,705 | 414,738 | 0,97 | 13,851 | 375,045 | 4,27 | 43,16 | 0,73 | 0,97 |
2020 | 0,505 | 17,927 | 60,210 | 426,180 | 0,97 | 13,851 | 388,897 | 4,2 | 43,53 | 0,68 | 0,91 |
2021 | 0,513 | 19,329 | 60,723 | 437,621 | 0,97 | 13,853 | 402,750 | 4,23 | 43,9 | 0,63 | 0,85 |
2022 | 0,513 | 20,578 | 61,236 | 449,063 | 0,98 | 13,853 | 416,603 | 4,2 | 44,27 | 0,58 | 0,79 |
2023 | 0,497 | 21,243 | 61,733 | 460,504 | 0,98 | 13,849 | 430,452 | 4,03 | 44,63 | 0,54 | 0,74 |
2024 | 0,507 | 23,222 | 62,240 | 471,946 | 0,98 | 13,851 | 444,303 | 4,07 | 45 | 0,50 | 0,69 |
Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.
Рис. 5.1. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды
Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.
Рис. 5.2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды
Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.
Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ
6. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
Приведенные анализы эффективности микробиологического воздействия показали очень низкую эффективность данного метода.
В качестве применения технологии увеличения нефтеотмывающей способности вытесняющего агента в скважинах, разрабатываемых низкопроницаемые коллектора при первичном заводнении рассматривается закачка водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ АФ9-12).
Разработку заводнённых пластов более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ (АФ9-6).
При закачке закачка водных дисперсий маслорастворимых НПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.
В качестве наиболее характерного примера применения технологий ограничения подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности рассматривается технология с использованием композиционных систем на основе капсулированных полимерных систем (КПС) и закачка дисперсно-коллоидного материала (ДКМ).
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.
2. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.
3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.
4. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.
5. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2005.
6. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.
7. Расторгуева Л.Г., Захарова Е.Ф. Методическое пособие по разработке дипломного проекта в соответствии с требованиями стандартов к оформлению текстовой и графической части.. Альметьевск 2007.
8. Липаев А.А., Мусин М.М., Янгуразова З.А., Тухватуллина Г.З. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных меторождений: Учебное пособие. – Альметьевск, 2009 – 108 с.
0 комментариев