Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской (стр. 8 из 11)
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 8 месяцев (3482 т) и вторые 8 месяцев (3591 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (435,3 т) и вторую половину предыстории (448,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2009 – дата начала воздействия). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (458 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (4 из 6 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологического воздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия на дату анализа (с 1.06.2009 по 1.12.2009 гг.). Она оказалась равной 2933 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 489 т, или на 6,3 % больше базовой (458 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (489т) базовую среднемесячную добычу нефти (458 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (678,3т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (23,13%), а также удельную технологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии (8,5 т/м3).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.2), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (75,3 % и 70,9 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (458 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (1349 т) и истории (1194 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 74,7 % и 72,3 %.
Рис. 4.2.2. Динамика добычи нефти по скважине № 2
Таблица 4.2.3 Показатели работы (нагнетательная скважина № 3)
| Предыстория | История | ||||
| Дата | Добыча за месяц, тыс.т | Дата | Добыча за месяц, тыс.т | ||
| нефть | вода | нефть | вода | ||
| 10.2008 | 546 | 496 | 06.2009 | 609 | 1004 |
| 11.2008 | 600 | 561 | 07.2009 | 679 | 1146 |
| 12.2008 | 727 | 1322 | 08.2009 | 613 | 1068 |
| 01.2009 | 625 | 1006 | 09.2009 | 709 | 1063 |
| 02.2009 | 625 | 977 | 10.2009 | 670 | 1125 |
| 03.2009 | 718 | 1106 | 11.2009 | 666 | 1048 |
| 04.2009 | 653 | 995 | |||
| 05.2009 | 651 | 1065 | |||
В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем месяц (10.2008) на 8 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН (06.2009), т.е. в качестве ближней предыстории берем 8 месяцев. На график (рисунок 3) наносим точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую через месяц начала воздействия (06.2009).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 8 месяцев предыстории (5145т) и среднемесячную добычу в этот период (643,1 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия (06.2009). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 1 точке, во втором – и в третьем - по 3 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 4 месяцев (2498т) и вторые 4 месяцев (2647 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (624,5 т) и вторую половину предыстории (661,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2009 – дата начала воздействия). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (681 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (1 из 6 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологического воздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия на дату анализа (с 1.06.2009 по 1.12.2009 гг.). Она оказалась равной 3946 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 657,7 т, или на 3,55 % меньше базовой (681т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (657,7т) базовую среднемесячную добычу нефти (681 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (-326,7т, т.е. добыча сократилась), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (8,28 %), а также удельную технологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии (-3,63 т/м3).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.3), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (59,4 % и 62 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (681 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (941 т) и истории (1075,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58 % и 61,2 %.
Рис. 4.2.3. Динамика добычи нефти по скважине № 3
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) 