
- •5.2.По методу «прямого» счета
- •5.3 Определение технологической эффективности по характеристикам вытеснения (не менее 7 хв).
- •Дополнительная добыча по характеристикам вытеснения для скв. №1
- •Дополнительная добыча по характеристикам вытеснения для скв. №2
- •Дополнительная добыча по характеристикам вытеснения для скв. №3
- •Выводы и рекомендации
- •6.Расчет технологических показателей разработки при применении метода
- •6.1. Методика расчета
- •6.2 Исходные данные расчета
- •6.3 Результаты расчета
5. Определение технологической эффективности.
Выбор участка для анализа эффективности боковых горизонтальных скважин основан на критериях применимости метода “характеристик вытеснения”. Таким критерием является обводненность добываемой продукции с нижним пределом 15-20 %. Этот относится к анализу эффективности применения методов повышения нефтеотдачи при разработке заводненных пластов – в этом случае режим довольно стабильный, предыстория составляет 1-3 и более лет (и его начало соответствует 20-30% обводненности добываемой продукции). Но существует большое количество участков, где физико-химические методы повышения нефтеотдачи применялись раньше на ранней стадии разработки (начиная с первичного вытеснения безводной нефти до 30%-ной обводненности добываемой продукции). Для этих условий применение «характеристик вытеснения» принципиально неприемлемо, поскольку стабильная предыстория разработки, по существу, отсутствует. Способом для таких объектов остается лишь сопоставление показателей выборок опытных и контрольных участков. Отсюда вытекает очевидный вывод: предыстория опытного участка берется после начала стабильной закачки воды, точнее, после достижения компенсации отбора закачкой.
|
||||||||||
|
|
|
|
|
КП 130503.65.10.01.ПЗ |
|||||
|
|
|
|
|
||||||
Изм |
Лис |
№ докум |
Подп. |
Дата |
||||||
Разраб. |
|
|
|
Определение технологической эффективности |
Лит |
Лист |
Листов |
|||
Пров. |
|
|
|
|
|
|
31 |
|
||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
5.2.По методу «прямого» счета
Описание методики «прямого» счета.
В координатах «месячная добыча нефти – время» за нулевой отчет времени принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в качестве ближней предыстории берут 12-24 месяца, причем за 12-й или 24-й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия МУН. На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Далее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и проводят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой [6]
Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных полупериода, каждый длительностью 6-12 месяцев. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадратную диаграмму, в которой первый (а) и второй (б) квадраты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а третий (в) и четвертый (г) – ниже ее.
Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать коэффициент ассоциации Юла:
где а, б, в и г – количество точек в соответствующих квадратах. Если КаЮл больше 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу.
Далее определяют количественные показатели тренда. Для этого вычисляют среднемесячную добычу нефти за первые и вторые 6-12 месяцев предыстории, графическим или расчетным путем наносят прямую тренда до пересечения с первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).
В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую
на весь период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия МУН относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляются качественный эффект и его динамика. Для количественного определения эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу и умножением на указанное число месяцев определяют дополнительную добычу нефти и ее долю ко всей добыче нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект (тыс.т).
Согласно вышеописанной методике, проведем оценку технологической эффективности. Закачка раствора биополимера типа ксантан в нагнетательную скважину произведена в октябре 2006 года, при этом месячный дебит нефти на влияющих добывающих скважин составил см. таблицу 5.2.1.
Таблица. 5.2.1
Исходные данные для расчета тех. эффективности МУН «прямым» счетом
Дата |
Qн, т/мес |
Дата |
Qн, т/мес |
||||
скв.№1 |
скв.№2 |
скв.№3 |
скв.№1 |
скв.№2 |
скв.№3 |
||
янв.04 |
142,6 |
123 |
156 |
июл.06 |
40,3 |
56 |
45 |
фев.04 |
150 |
145,00 |
134,00 |
авг.06 |
39 |
43 |
65 |
мар.04 |
108,5 |
140 |
123 |
сен.06 |
40,3 |
45 |
54 |
апр.04 |
69 |
84 |
78 |
окт.06 |
468 |
567 |
643 |
май.04 |
68,2 |
98 |
75 |
ноя.06 |
384,4 |
487 |
567 |
июн.04 |
93 |
78 |
97 |
дек.06 |
405 |
456 |
521 |
июл.04 |
86,8 |
83 |
86 |
янв.07 |
226,3 |
325 |
324 |
авг.04 |
180 |
150 |
167 |
фев.07 |
168 |
210 |
240 |
сен.04 |
189,1 |
167 |
210 |
мар.07 |
341 |
367 |
378 |
окт.04 |
249 |
235 |
267 |
апр.07 |
354 |
356 |
368 |
ноя.04 |
186 |
178 |
198 |
май.07 |
297,6 |
307 |
320 |
дек.04 |
264 |
256 |
278 |
июн.07 |
201 |
234 |
256 |
янв.05 |
235,6 |
217 |
240 |
июл.07 |
207,7 |
214 |
220 |
фев.05 |
312 |
295 |
323 |
авг.07 |
153 |
167 |
178 |
мар.05 |
217 |
200 |
212 |
сен.07 |
155 |
187 |
168 |
апр.05 |
93 |
105 |
85 |
окт.07 |
168 |
178 |
210 |
май.05 |
71,3 |
80 |
78 |
ноя.07 |
130,2 |
145 |
154 |
июн.05 |
108 |
120 |
130 |
дек.07 |
192 |
207 |
234 |
июл.05 |
133,3 |
140 |
156 |
янв.08 |
201,5 |
208 |
267 |
авг.05 |
243 |
267 |
256 |
фев.08 |
132 |
146 |
123 |
сен.05 |
294,5 |
304 |
324 |
мар.08 |
24,8 |
54 |
34 |
окт.05 |
237 |
212 |
215 |
апр.08 |
48 |
50 |
54 |
ноя.05 |
207,7 |
167 |
234 |
май.08 |
34,1 |
45 |
36 |
дек.05 |
171 |
156 |
187 |
июн.08 |
36 |
47 |
67 |
янв.06 |
176,7 |
170 |
145 |
июл.08 |
37,2 |
56 |
65 |
фев.06 |
171 |
187 |
156 |
авг.08 |
36 |
54 |
45 |
мар.06 |
40,3 |
56 |
67 |
сен.08 |
55,8 |
67 |
78 |
апр.06 |
39 |
67 |
87 |
окт.08 |
51 |
65 |
76 |
май.06 |
40,3 |
45 |
57 |
ноя.08 |
12,4 |
34 |
23 |
июн.06 |
39 |
65 |
38 |
дек.08 |
12 |
40 |
45 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (237 т) на 1 год раньше месяца начала воздействия, т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев, причем за 12-й месяц предыстории принимаем месяц предстоящий месяцу воздействия. На график наносим точки месячной добычи из указанных скважин по месяцам до и после воздействия предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую точку (468), которая делит время на две части (до и после воздействия).
Рис. 5.2.1. Определение эффективности ОПЗ прямым «крестьянским» счетом для скв. № 1
Рис. 5.2.2. Определение эффективности ОПЗ прямым «крестьянским»счетом для скв. № 2
Рис. 5.2.3. Определение эффективности ОПЗ прямым «крестьянским» счетом для скв. № 3
Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории:
- скв. № 1: за 12месяцев 1242 т и среднемесячную добычу в этот период 100,3т;
- скв. №2: за 12месяцев 1269 т и среднемесячную добычу в этот период 105,7т;
- скв. №3: за 12месяцев 1350 т и среднемесячную добычу в этот период 167,3т. Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия. Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой
- для скв. № 1: в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором – 0 точек, в третьем – 2 и в четвертом квадрате – 5 точек ;
- для скв. № 2: в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором – 0 точек, в третьем – 2 и в четвертом квадрате – 5 точек ;
- для скв. № 3: в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором – 0 точек, в третьем – 2 и в четвертом квадрате – 5 точек .
Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
для скв. № 1, 2 и 3:
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 6 месяцев и вторые 6 месяцев предыстории:
- скв. № 1: 1003,7т и 237,9 т соответственно;
- скв. № 2: 948 и 237 т соответственно;
- скв. № 3: 1004 и 346 т соответственно.
Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину и вторую половину предыстории:
- скв. № 1: 167,3т и 39,6т соответственно;
- скв. № 2: 158 и 39,6 т соответственно;
- скв. № 3: 167,3 и 57,67 т соответственно.
Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории. В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия).
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой на рис.5.2.1…3 наглядно выявляется качественный эффект и его динамика.
Для скв. №1 15 из 27 точек расположены выше базовой горизонтали, для скв. 2 17 из 27 и для скв. № 3 17 из 27. Для количественной оценки эффективности МУН по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия на дату анализа (в этом примере с октября 2006 по декабрь 2008 года).
Для скв. 1 она оказалась равной 4532т. отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 167,8т, для скв. №2 – 5273 т и 195,3 соответственно, и для скв. №3 – 5694т и 210,9т соответственно.
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия базовую среднемесячную добычу нефти и умножая полученную разность на число месяцев (в данном случае 27), получаем величину дополнительную добытой нефти:
- скв. №1: 167,8-52=115,8т, 115,8*27=31266т;
- скв. №2: 195,3 – 65=130,3т, 130,3*27=3518,1т;
- скв. №3: 210,9 – 70=140,9т, 140,9*27=3804,3т.