(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

---

Смотрите также файлы

• 82. Мектеп математика курсында тедеулерді оыту дістемесі.docx

• Тема 3 Схемы и алгоритмы анализа ошибок, использование баз знаний 1 Классификация ошибок.docx

• Анализ бизнеса в сфере энергетики.docx

• Быт россиян в 18 веке.ppt

• Сценарий Новогодней сказки Четыре желания.docx