Анализ состояния разработки Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с применением методов повышения коэффициента нефтеизвле

По мере испытания и внедрения полимерного заводнения технология совершенствовалась. В отличие от классического варианта полимерного заводнения, заключающегося в закачке оторочки раствора полиакриламида и проталкивания ее водой, в новой разработанной технологии в пласт закачивают оторочку пресной воды в количестве 5-10% порового объема пласта, а затем оторочку полимера переменной концентрации. Удельная технологическая эффективность превышает 500т нефти на 1 тонну полимера. Дальнейшие исследования  позволили повысить эффективность полимерного заводнения путем добавок в раствор структурообразующих компонентов (сшивателей), что приводит к образованию в пласте геля. В результате увеличивается не только вязкость, но и остаточный фактор сопротивления, что позволяет закачивать в пласт небольшие оторочки сшитой полимерной системы (СПС) с последующим вытеснением их водой. В качестве сшивающих агентов применяются альдегиды и соли, содержащие катионы поливалентных металлов.

Сшитые полимерные системы  с повышенным содержанием сшивателя,  в результате чего обладающие малым  временем гелеобразования, очень высокой  вязкостью и низкой подвижностью с ярко выраженными вязкоупругими свойствами, получили название вязкоупругих составов /ВУС/. Технология применения ВУС заключается в обработке призабойных зон небольшими объемами ВУС (до 100м3), т.е в основу заложено выравнивание неоднородности пласта в пределах призабойной зоны.

При нечеткой разобщенности прослоев эффективным будет применение СПС, с возможностью ее проникновения  на значительное расстояние от скважины ( при этом обеспечивается выбор систем с большим временем гелеобразования).

В резконеоднородных  пластах со слабой гидродинамической связью между  отдельными продуктивными пропластками эффективна технология ВУС с последующей закачкой полимера или СПС.

Возможность регулирования  глубины проникновения в пласт, скорости гелеобразования и вязкости СПС по различным технологиям ( в том числе с ВУС) позволяет утверждать дальнейшее применение полимерного заводнения  одним из перспективных МУН на поздней стадии разработки.

 

 

3.3.2.2. Краткая характеристика геологического строения участка или скважины примененного метода и результаты.

В НГДУ «Азнакаевскнефть» применяются в достаточно большом количестве  методы увеличения нефтеотдачи пластов (ПНП). ГРП является одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин. В 2009 году основной упор был сделан на гидравлический разрыв пласта.

По состоянию с  04.2009 по 03.2010 в скважине 18845 месячный объем добытой нефти колеблется от 115-89 тонн, суточный 3,8- 2,7 тонн, это говорит о снижения дебита.

С целью повышения продуктивности скважин и увеличения  дебита за 04.2010  год был проведен ГРП. В результате чего после применения данного метода месячный объем добытой нефти резко возрос и составила на 05.2010  г. 238 т/мес, суточный 7,9 тонн. Результат по данной скважине приведен в таблице 3.3.2.2.1

Таблица 3.3.2.2.1

Динамика работы (отчетные данные) по скв.12386

Год	Мес	Qж_м3_сут	Qж_т_сут	Qн_т_сут	Обв	Жид_т_мес	Неф_т_мес
2009	4	9,3	9,2	3,8	52,3	276	115
2009	5	11,5	11,4	4,8	52	351	147
2009	6	11,3	11,2	4,9	50,3	335	146
2009	7	12,5	12,2	5,6	48,3	376	171
2009	8	12,3	12,1	5,3	50,5	373	162
2009	9	12,5	12,3	5,4	50,2	326	142
2009	10	11,3	11	5,1	47,3	339	158
2009	11	9,4	9,5	3,2	60,1	284	97
2009	12	7,2	7,3	2,5	60,5	226	76
2010	1	6,8	6,9	2,2	62,9	214	68
2010	2	6,4	6,2	2,9	46,9	140	65
2010	3	8,8	9	2,7	64,3	279	84
2010	4	25	26,5	4,3	80	547	89
2010	5	23	23,3	7,9	60	699	238
2010	6	23	23,2	8,3	58	649	234
2010	7	24	24,4	7,9	62	752	242
2010	8	24	24,3	8,3	60	590	201
2010	9	24	24,6	7,2	65	636	188
2010	10	23,5	24,1	7,1	65	592	175
2010	11	22,6	23,1	6,8	65	610	180
2010	12	23	23,7	6,6	67	725	201

 

 

3.3.2.3.Определение  дополнительной добычи от внедрения  мероприятия 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:

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 .

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.

Технологическая эффективность  применения технологии – прирост  дебита по нефти, и следовательно, величина дополнительно добытой нефти зависит от базового значения дебита скважины, обводненности, степени вовлечения ранее не дренируемых пропластков до обработки. Для расчета дополнительной добычи нефти используют характеристики вытеснения .

Поясним  методику на примере использования характеристик вытеснения  Сазонова и Камбарова.

Метод Сазонова  Qн = А + В lnQж            (1)

Метод Камбарова Qн = А + В 1/Qж            (2)

Формулы (1) и (2) используются для расчета прогнозных показателей  добычи нефти по базовому варианту на период, начиная  с даты применения метода нового метода.

Здесь Qн и Qж – накопленная добыча нефти и жидкости .

Коэффициенты этих уравнений  вычисляются методом наименьших квадратов.

Метод наименьших квадратов

xi  и  Yi - табличные данные (промысовые данные) ;

y = А + Вx                                                        (3)

(3) – уравнение прямой, аппроксимрующей  промысловые  данные перед применением   новой технологии.

 В методе Сазонова:

  y = Qн

x = lnQж

Обозначим через y 1 , y 2 , y 3 . . . . . .значения, вычисляемые по формуле (3);

Y 1 ,Y 2 ,Y 3 ,Y 4. . . . . .- промысловые данные; х 1 , х 2 , х 3 . . . . . .-  табличные данные.

Находим разность:

y 1– Y 1 = А + Вx1 - Y 1

y 2– Y 2 = А + Вx2 - Y 2                                       (4)

y 3– Y 3 = А + Вx3 - Y 3

      …………….

y n– Y n = А + Вxn - Y n

где n – количество точек, использованных для построения линии тренда. Запишем выражение для суммы квадратов отклонений:

Z = (y 1– Y 1)2 +(y 2– Y 2)2 + (y n– Y n )2 ;             (5)

Чтобы прямая (3) «хорошо» аппроксимировала промысловые данные, полученные до внедрения мероприятия, отклонение (5) должно быть минимальным.

 Функция Z(A, B) имеет min, когда  производные ее по А и В равны нулю.

Поэтому продифференцируем  функцию (5) по неизвестным коэффициентам А и В и приравниваем их к нулю:

dZ/dA = 2(y 1– Y 1) * d(A + B x1)/ dA + 2 (y 2– Y 2) * d(A + B x2)/ dA + …..+ 2 (y n– Y n) * d(A + B xn)/ dA = 2 (A + B x1 - Y 1) + 2(A + B x2 - Y 2) + …...+2 (A + B xn - Y n) = 0

2 * n A – 2 Σ Yi + 2 BΣ xi = 0

n A –  Σ Yi + BΣ xi = 0

dZ/dB = 2(y 1– Y 1) * x1 + 2 (y 2–  Y 2) * x2 + ….. + 2 (y n– Y n) * xn =

= 2 (A + B x1 - Y 1) x1 + 2 (A + B x2 - Y 2) x2 + ......+ 2 (A + B xn - Y n)xn = 2АΣ xi + 2BΣ xi2 - 2Σ xi = 0

Для определения неизвестных  коэффициентов А и В получили два уравнения:

     n A – Σ Yi + BΣ xiYi = 0

     AΣ xi +  ВΣ xi2 - Σ xi = 0  (6)

Решая систему уравнений (6), находим А и В.

Динамика добычи нефти и жидкости по скв12386                                                                                 

                                                                           Таблица 3.3.2.3

Год	Мес	Qж_м3_сут	Qж_т_сут	Qн_т_сут	Жид_т_мес	Неф_т_мес	Qж	Qн
2009	4	9,3	9,2	3,8	276	115	276	115
2009	5	11,5	11,4	4,8	351	147	627	262
2009	6	11,3	11,2	4,9	335	146	962	408
2009	7	12,5	12,2	5,6	376	171	1338	579
2009	8	12,3	12,1	5,3	373	162	1711	741
2009	9	12,5	12,3	5,4	326	142	2037	883
2009	10	11,3	11	5,1	339	158	2376	1041
2009	11	9,4	9,5	3,2	284	97	2660	1138
2009	12	7,2	7,3	2,5	226	76	2886	1214
2010	1	6,8	6,9	2,2	214	68	3100	1282
2010	2	6,4	6,2	2,9	140	65	3240	1347
2010	3	8,8	9	2,7	279	84	3519	1431
2010	4	25	26,5	4,3	547	89	4066	1520
2010	5	23	23,3	7,9	699	238	4765	1758
2010	6	23	23,2	8,3	649	234	5414	1992
2010	7	24	24,4	7,9	752	242	6166	2234
2010	8	24	24,3	8,3	590	201	6756	2435
2010	9	24	24,6	7,2	636	188	7392	2623
2010	10	23,5	24,1	7,1	592	175	7984	2798
2010	11	22,6	23,1	6,8	610	180	8594	2978
2010	12	23	23,7	6,6	725	201	9319	3179
2011	1	22,2	22,9	6,5	679	192	9998	3371
2011	2	22	22,6	6,5	633	181	10631	3552
2011	3	22	23	5,3	705	164	11336	3716

 

 

Порядок работы:

1. По промысловым данным  строим график изменения  Qн в зависимости от lnQж (ряд 1) начиная с 4.2009 г по 3.2010 г( не менее 12 месяцев до внедрения и 6-12 месяцев после внедрения  новой технологии). В данном примере С 4.2010 г по 3.2011 г – это период работы скважины после внедрения рассматриваемой технологии ОПЗ.

2. По графику находим  близкий к прямолинейному участок   В данном случае это период с  4.2010 г по 3.2011 г – это период работы скважины после внедрения рассматриваемой технологии ОПЗ.

По данным этого периода  создаем ряд 2.

3. По ряду 2 строим  линию тренда

 

Данные по скважине №12386  для построения графиков по методу Сазонова

Таблица 3.3.2.3.1

Год	Месяц	y=Qн	Q ж	х=Ln Q нак ж	х^2	х*y
2009	4	115	276	5,62	31,59	646,3461
2009	5	262	627	6,44	41,49	1687,52799
2009	6	408	962	6,87	47,18	2802,5579
2009	7	579	1338	7,20	51,82	4168,18119
2009	8	741	1711	7,44	55,43	5516,62146
2009	9	883	2037	7,62	58,05	6727,78311
2009	10	1041	2376	7,77	60,42	8091,8738
2009	11	1138	2660	7,89	62,19	8974,36064
2009	12	1214	2886	7,97	63,48	9672,69886
2010	1	1282	3100	8,04	64,63	10306,1998
2010	2	1347	3240	8,08	65,34	10888,2436
2010	3	1431	3519	8,17	66,68	11685,4489
2010	4	1520	4066	8,31	69,06	12631,8308
2010	5	1758	4765	8,47	71,72	14888,5949
2010	6	1992	5414	8,60	73,90	17124,713
2010	7	2234	6166	8,73	76,16	19495,6837
2010	8	2435	6756	8,82	77,76	21472,2836
2010	9	2623	7392	8,91	79,36	23366,0869
2010	10	2798	7984	8,99	80,73	25140,5751
2010	11	2978	8594	9,06	82,06	26977,1647
2010	12	3179	9319	9,14	83,54	29055,4579
2011	1	3371	9998	9,21	84,83	31047,3831
2011	2	3552	10631	9,27	85,96	32932,4729
2011	3	3716	11336	9,34	87,16	34691,6053
	Сумма	42597	117153	195,94	1620,55	369991,695