Файл: Литература по теме работы геологотехнологические данные по рассматриваемому объекту.docx

Расчет технологических показателей разработки объекта без учета и с учетом применения анализируемого МУН

Характеристики вытеснения получили очень широкое распространение в качестве удобного инструмента оперативного анализа состояния разработки месторождения, а также как способ оценки эффективности геологотехнологических мероприятий (ГТМ).

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.

В качестве текущих (месячных, квартальных, годовых) показателей добычи используются текущая добыча нефти (qн), текущая обводненность в долях единицы (В) и время (Т). Они являются параметрами так называемых «дифференциальных» зависимостей.

В числе накопленных показателей добычи применяются: накопленная добыча нефти (Qн), воды (Qв) и жидкости (Qж). Они являются параметрами так называемых «интегральных» зависимостей.

Все эти ХВ с точки зрения пользователя удобно сгруппировать в 3 существенно различающиеся группы. К первой группе относятся ХВ, в которых применяются только текущая и накопленная добыча нефти (qн, Qн) и время (Т). Некоторые, наиболее используемые из них, показаны ниже:

Qн = а − b / Т, (3.2.1)

Т /Qн = а + b ⋅ Т, (3.2.2)

ln qн = а – b ⋅ Qн, (3.2.3)

. (3.2.4)

Как видно, характерной особенностью ХВ первой группы является то, что они «сухие», в них не фигурирует добыча воды (жидкости). Поэтому их 300 можно использовать, если текущая добыча жидкости в периоды предыстории и истории держится примерно на одинаковом уровне. В частности, опыт показал правомочность и целесообразность использования характеристик первой группы при разработке карбонатных коллекторов с трещинной проводимостью (при использовании накопленной добычи нефти).

Ко второй группе ХВ относятся «смешанные» ХВ, которые содержат как текущий показатель – обводненность (В), так и накопленные – нефти (Qн) и жидкости (Qж). К ним можно отнести, в частности, следующие:

---

ln(1-B) = a – b ⋅ Qн, (3.2.5)

lnВ = а + b ⋅ lnQн, (3.2.6)

ln (1− B) = a − b ⋅lnQж, (3.2.7)

ln B = a + b ⋅ Qн. (3.2.8)

где a, b – коэффициенты

Опыт обработки промысловых данных ХВ второй группы, как и большинства ХВ первой группы (в которые входят текущие показатели), показывает, что их точность недостаточна из-за большого разброса точек в зависимостях даже для залежей с большим количеством скважин. К третьей группе ХВ относятся характеристики вытеснения, в которые входят только накопленные величины добычи нефти (Qн) и жидкости (Qж).

Qж /Qн= а + b⋅ Qв, (3.2.9)

Qв /Qн = а + b ⋅ Qж, (3.2.10)

lnQв /Qн = а + b ⋅ Qн, (3.2.11)

Qн /Qж = а − b ⋅ Qж, (3.2.12)

Qв = а – b ⋅ Qж, (3.2.13)

Qн = а – b / (Q)^0.5, (3.2.14)

Qн = а + b ⋅Qж, (3.2.15)

(Qж/Qн)² =a + b ⋅ Qж². (3.2.16)

Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением ХВ

Таким образом, определим следующую последовательность оценки технологической эффективности мероприятий с применением ХВ.

1. 
   Прежде всего, необходимо выбрать продолжительность анализируемой предыстории. Критерием длительности служит максимальная корреляция при максимально длительной предыстории.
   
2. 
   Далее необходимо выбрать одну или несколько ХВ. Коэффициенты, входящие в уравнения, определяются, как правило, по методу наименьших квадратов. Легче использовать линейные зависимости, которые можно рассчитать даже вручную.
   
3. 
   Затем осуществляется экстраполяция и расчёт технологического эффекта (если оценивается эффективность ГТМ).
   

В нашем расчете эффекта от введения очагов на Вишнево-полянском месторождении использовали следующие методики: Сазонова, Пирвердяна, Максимова.

Методика Сазонова является интегральным методов вычисления ХВ, с функциональной зависимостью:

Qн = (lnQж-В)/А (3.2.17)

При расчете данным методом использовали накопленную добычу нефти и жидкости приложение Б

Используя ПО MS.Excel подставили данные по накопленным добычам нефти и жидкости, получили зависимости коэффициентов приложение Б а и b, которые составили 4975,73 и 41362,12 соответственно(3.2.18). Подставляя их в исходное уравнение, нашли дополнительную добычу нефти при введении очагов заводнения, которое составило 28958,7 т нефти (3.2.19).

y = 4975,73x – 41362,12 (3.2.18)

х=28958,7 т (3.2.19)

Таблица 3.2.1 - Показатели прироста добычи нефти по методике характеристик вытеснения Сазонова

Расчётные величины добычи нефти, т/мес	Доп.добыча нефти, т
311,93	28958,70
317,10
321,54
325,80
332,44
337,28
342,03
346,26
350,14
353,70
357,20
360,54

---

Рисунок 3.2.1 иРИри– Полученная зависимость дополнительной добычи нефти по Сазонову

Методика Пирвердяна является интегральным методов вычисления ХВ, с функциональной зависимостью:

Qн = А/ +В (3.2.23)

При расчете данным методом использовали накопленную добычу нефти и жидкости. приложение А

Используя ПО MS.Excel подставили данные по накопленным добычам нефти и жидкости, получили зависимости коэффициентов приложение Б а и b, которые составили -90346 и 14537 соответственно (4.3.24). Подставляя их в исходное уравнение, нашли дополнительную добычу нефти при введении очагов заводнения, которое составило 29123,72 т нефти (4.3.25).

y = -90346x + 14537 (3.2.24)

x = 29123,72т (3.2.25)

Таблица 3.2.3 - Показатели прироста добычи нефти по методике характеристик вытеснения Пирвердяна

Прирост нефти в месяц, т	Доп.добыча нефти, т
1	2
188,45	29123,72
189,31
190,04
190,71
191,72
192,43
193,10
193,68
194,20
194,66
195,11
195,52

Рисунок 3.2.3 – Полученная зависимость дополнительной добычи нефти по Пирвердяну

Методика Максимова является интегральным методов вычисления ХВ, с функциональной зависимостью:

Qн = А / ln Qв + В (3.2.26)

При расчете данным методом использовали накопленную добычу нефти и воды приложение А

Используя ПО MS.Excel подставили данные по накопленным добычам нефти и жидкости, получили зависимости коэффициентов приложение Б а и b, которые составили 379666,91 и 48009,01соответственно (3.2.27). Подставляя их в исходное уравнение, нашли дополнительную добычу нефти при введении очагов заводнения, которое составило 2974,01 т нефти (3.2.28).

---

y =-379666,91x – 48009,01 (3.2.27)

x=2974,01 т (3.2.28)

Таблица 3.2.4 - Показатели прироста добычи нефти по методике характеристик вытеснения Максимова

Прирост нефти в месяц, т	Доп.добыча нефти, т
222,91	29074,01
225,37
227,47
229,43
232,21
234,55
236,65
238,59
240,34
241,98
243,63
245,23

Рисунок 3.2.4 – Полученная зависимость дополнительной добычи нефти по Максимову

Подводя итог, средняя дополнительная добыча нефти после введения ВПСК Вишнево-полянского месторождения рассчитана по характеристикам вытеснения составила 29051,66 тонн неф

ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРИМЕНЕНИЯ АНАЛИЗИРУЕМОГО МУН НА ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

В результате выполнения курсовой работы был проведен анализ применения ВПСК для увеличения эффективности разработки Вишнево-полянского месторождения. Для анализа изменения дебита нефти, дебита жидкости и обводненности были выбраны реагирующие скважины участка. По данным анализа можно сделать вывод об малоэффективности применения данной технологии, так как после применения технологии на данных скважинах наблюдается спад дебитов нефти и жидкости.

Применение технологии ВПСК позволяет решать следующие за-
дачи регулирования заводнения: выравнивание профиля приемистости; увеличения коэффициента нефтеотдачи, текущей добычи нефти и снижения (стабилизации) обводненности добываемой продукции за счет потокооткло-няющих свойств композиционного состава; блокирование промытых зон и трещин; ликвидация (ограничение) ухода закачиваемой воды в смежные пла-сты; ограничение приемистости скважин».

---

Проанализировав три добывающие скважины: 8086, 8087 и 8082, следует сказать, что применение технологии ВПСК на скважине 8082 являлось малоэффективным, так как дебит нефти за 6-8 месяцев после технологии уменьшился более чем на 30%.

Также, анализируя каждую выбранную скважину и выполнив расчет технологической эффективности применения ВПСК на скважинах участка Вишнево-полянского месторождения по методу «прямого счета», можно заметить, что на скважине 8086 средняя добыча составляет 351,828 т., на скважине 8087 – 579,84 т., на скважине 8082 – 242,38 т.

На основе полученного положительного опыта при применении, можно сделать вывод, ведь показал анализ - ВПСК является малоэффективным мероприятием по увеличению нефтеизвлечения.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. 
   Данные КИС АРМИТС
   
2. 
   Ибатуллин Р.Р. «Технологические процессы разработки нефтяных месторождений» М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011.- 304с.
   
3. 
   Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с.
   
4. 
   РД 153-08 Проведение технологии гидроразрыва пласта для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений
   
5. 
   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. – 292 с.
   
6. 
   Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.- 364 с.
   
7. 
   Коршак А. А., Шаммазов А. М. К11 «Основы нефтегазового дела»: учебник для ВУЗ ов –Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001-544
   
8. 
   Усачёв П.М. Гидравлический разрыв пласта. -М.: Недра, 1986. — 165 с
   
9. 
   Лысенко В.Д. «Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика» М.:Недра, 1997г
   
10. 
    Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти». М.:Недра,1989г. – 114 c
    

11. Щуров В.И. “Технология и техника добычи нефти”, М: «Недра», 1983. – 210 c

---