4.5. Характеристики вытеснения.
Характеристиками вытеснения называются функциональные зависимости между показателями разработки. Характеристики вытеснения подразделяют на дифференциальные и интегральные.
Дифференциальные характеристики вытеснения описывают зависимость текущей добычи нефти или дебита нефти от времени. Строятся по известным промысловым данным. При построении зависимостей используют показатели разработки за год или за месяц. Приведем некоторые из них:
(4.6)
Здесь q –текущая добыча нефти (за год, месяц), t – время (год, месяц) с начала разработки эксплуатационного объекта, q0 – начальная добыча нефти. A, B – постоянные, определяемые обработкой промысловых данных, обычно методом наименьших квадратов.
Интегральные характеристики – это зависимости между накопленными отборами нефти, воды, жидкости, обводненности. Обычно называют по имени авторов. Вот некоторые из них:
Сазонов:
,
Камбаров:
,
Пирвердян:
,
Назаров-Сипачев:
,
Ревенко:
,
Медведский – Севастьянов АЛГОМЕС -1 для однородных коллекторов:
Медведский – Севастьянов АЛГОМЕС-2 для сложнопостроенных коллекторов [14]:
Здесь Qн ,Qв , Qж – накопленные добычи нефти, воды и жидкости, Qp - дренируемые извлекаемые запасы, A,B, n, α,β – константы, определяются методом наименьших квадратов, q0 – начальный уровень добычи нефти.
Дифференциальные характеристики вытеснения используются для оценки и прогнозирования текущих показателей разработки. Экстраполируя кривые, построенные по фактическим промысловым данным, можно спрогнозировать изменения показателей в последующие периоды времени, если осуществляемая система разработки не изменяется, и не проводятся незапланированные методы интенсификации притока (МИП). Для оценки проведенных МИП следует сравнить прогнозируемые показатели без применения МИП с фактическими показателями после их применения.
Интегральные характеристики вытеснения позволяют оценить степень выработки извлекаемых запасов и эффективность выбранной системы разработки, провести сравнение с проектными показателями. Экстраполируя построенные кривые накопленных показателей, проводят анализ их изменения во времени при существующей системе разработки. Сравнивая экстраполированные показатели разработки с фактическими показателями после применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), можно определить дополнительную добычу нефти, то-есть, оценить эффект примененного МУН.
Особо следует отметить характеристику вытеснения, разработанную Медведским – Севастьяновым АЛГОМЕС-2. В отличие от других характеристик ее можно использовать для коллекторов сложного строения с двумя фильтрационно – емкостными системами, то-есть, для моделей, рассмотренных в параграфе 4.2. Особенности ее применения и методики расчета параметров изложены в [14].
Глава 5. Проектные документы по разработке нефтяных месторождений.
5.1.Проблемы разработки нефтяных месторождений.
В настоящее время в России в разработке находятся сотни нефтяных залежей и месторождений. Наиболее крупные месторождения в значительной мере уже выработаны. Современные методы разведки позволили открыть много малопродуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Возросло число месторождений нефтегазовых, нефтегазоконденсатных, имеющих трещиновато-пористые коллекторы, пластов, содержащих высоковязкую нефть. Запасы нефти в сложнопостроенных коллекторах относятся к трудноизвлекаемым.
Для разработки месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы РИТЭК (Российской инновационной топливно-энергетической компанией) [15] принята система разработки, включающая:
1). Объединение различных нефтяных пластов (или горизонтов) в один эксплуатационный объект. Рациональным считается такое объединение, которое не снижает нефтеотдачи пластов, приводит к увеличению среднего дебита на скважину.
2). Адаптивную систему разработки нефтяного месторождения, состоящую из одной или нескольких эксплуатационных объектов.
Эта система разработки состоит из одной или нескольких взаимосогласованных сеток добывающих и нагнетательных скважин с рассредоточенным и избирательным заводнением, что позволяет вести промышленную разработку и разведку нефтяных пластов (контроль за разработкой, исследование, уточнение геологического строения пластов).
3). Применение глубокой интенсивной перфорации пластов с длиной каналов перфорации до 50-100 см.
4). Применение скважин-елок с горизонтальными каналами диаметром до 100 мм, длиной 20-60 м, что позволяет увеличить производительность скважины в 2-3 раза.
Применение скважин с длиной горизонтальной частью ствола 500 и более метров.
5). Заводнение с широкой фронтальной оторочкой газа, отобранного из газовых залежей. Газ обеспечивает высокий коэффициент вытеснения нефти, закачка воды приводит к высокому коэффициенту охвата пласта заводнением.
6). Применение пластоперекрывателей и дополнительных эксплуатационных колонн (4-х дюймовых) для закрытия разработанных высокообводненных пластов.