5.1.3 Производные коэффициенты, характеризующие технологическую и экономическую эффективность разработки месторождения, залежи либо дренируемого скважиной участка

На основании изучения реальных данных и статистических связей показателей приведенных в разделе 1 можно представить их функциональную связь в следующей упрощенной графической форме, а именно:

Поскольку между КПП, КИН и КПЭ существует функциональная связь определяемая общей физической основой процесса вытеснения нефти из порового пространства коллектора водой, то ее можно изобразить в виде непрерывной цепочки, а именно:

.

Основываясь на этой связи, а также используя зависимости представленные на рисунке 61, можно вывести следующие полуэмпирические выражения для коэффициента прогнозной эффективности () соответственно для отдельной площади () или околоскважинного участка ():

, (25)

, (26)

где - коэффициент расчлененности пласта;

- коэффициент глинистости пласта;

- коэффициент выдержанности пласта.

1. 2

3 4

5 6

Рисунок 62 – Типовые графики зависимости КПП от геолого-технических и технологических параметров

Используя выражение (22) получим для из (24) и (25) соответственно:

,

преобразуя это выражение получим:

для площади: , (27)

для участка: . (28)

Далее можно оценить величину возможной прогнозной чистой прибыли от реализации прогнозной накопленной добычи, которую можно получить для данной площади, либо участка:

, (30)

где n - стоимость одной тонны нефти;

- себестоимость добычи включая амортизацию;

- налог на прибыль.

5.2 Способ обоснования выбора вида мун

Одним из наиболее эффективных методов оценки состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью уточнения причин уменьшения продуктивности коллектора являются гидродинамические исследования (ГДИ), а наиболее эффективный из них – методов регистрации кривых восстановления давления (КВД).

Информативность и достоверность данных метода КВД обусловлены тем, что его показания зависят только от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, его пьезопроводности (), радиуса контура питания (), вязкости пластового флюида () и особенностей геометрии пласта в пределах контура питания.

Преимущество методики регистрации КВД перед другими методами ГИС заключается в том, что на их динамику оказывают прямое влияние только ФЕС пласта в ближней и дальней зонах, а также пластовое давление, тогда как параметры регистрируемые другими методами ГИС характеризуют состояние ПЗП и всего пласта в целом только по косвенным признакам.

Пример результатов регистрации КВД приведен на рисунке 2 (глава 2).

Вычислив по данным КВД предельный радиус зоны ухудшении ФЕС пласта и сопоставляя его с известным из практики радиусом дренирования пласта с помощью различных МУН можно выполнить их обоснованный выбор в соответствии с состоянием ПЗП, наличием «скин-эффекта» и величиной «скин-фактора».

В таблице 6 приведены данные о величинах радиусов дренирования горных пород при применении различных МУН.

Используя данные таблицы и знание величины радиуса «скин-эффекта» в конкретной скважине можно осуществить обоснованный выбор МУН с целью повышения ее продуктивности.

После выбора МУН проводится их опытно-промышленное опробование на одном из проблемных участков месторождения с целью оценки их реальной технологической эффективности в конкретных геолого-физических условиях. Затем, на основе анализа полученных промысловых данных устанавливают диагностические критерии применения МУН с учетом коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств проблемного коллектора.

В случае получения положительного результата от применения выбранного МУН на опытно-промышленном участке месторождения переходят затем к этапу его массового внедрения с учетом ранее установленных диагностических критериев.

Таблица 6 Значения радиусов дренирования ПЗП различными МУН

№ п/п	Виды МУН	Тип коллектора	Радиус дренировании, м	Примечание
1	2	3	4	5
1	СКО	терригенный	0,3-0,5
		карбонатный	0,-2,5
2	Температурный	терригенный	0,2-0,3
		карбонатный	0,3-0,4
3	Виброакустический	терригенный	0,5-1,0
		карбонатный	0,8-1,5
4	ГРП	терригенный	40-80
		карбонатный	50-100
5	БС (БГС)	терригенный	60-100
		карбонатный	80-250