11 Анализ технологической эффективности

Оценку эффективности обработок осуществляется по четырем методам.

1) Прямой метод оценки технологической эффективности. Заключается в непосредственном определении дебита жидкости и обводненности до и после обработки. Применяется в том случае, когда скважина эксплуатируется при практически постоянном дебите (изменение его в течение полугода колеблется в пределах  10% от среднего значения).

2) Второй метод основан на анализе зависимости падения дебита нефти во времени (при естественном режиме разработки). Этот метод применяется при эксплуатации скважины на естественном режиме, а дебит ее непрерывно снижается.

3) Третий метод основан на анализе характеристик вытеснения (при обводненности скважины свыше 30% и нахождении ее в зоне воздействия нагнетательной скважины). Применяется при эксплуатации обводненной скважины в условиях поддержания пластового давления.

Расчет технологических показателей проводится по режимным кривым отборов, совмещенными с характеристиками вытеснения. Режимная кривая отборов представляет собой зависимость суммарных объемов нефти во времени при режиме установившихся текущих отборов жидкости, преобразованную из координат «накопленная добыча нефти – накопленная добыча жидкости».

В основу оценки эффективности воздействия положено использование характеристик вытеснения, подобранных методом минимизации риска. В расчетах используются интегральные и дифференциальные модели (характеристики вытеснения). Дифференциальные модели - определяют соотношение, связывающее среднесуточные значения дебитов нефти или жидкости со временем или накопленным отбором жидкости. Интегральные характеристики вытеснения - эмпирическая зависимость между величинами накопленных отборов нефти и жидкости.

Дополнительная добыча от ОПЗ определяется как разница между фактическими результатами в период применения ОПЗ и экстраполированными базовыми показателями разработки.

Расчеты базовых показателей на скважине применения ОПЗ производятся по следующей методике.

1. Выбирается базовый интервал времени, характерный для работы скважины до применения ОПЗ.

2. Выбирается вид характеристики вытеснения: интегральная либо дифференциальная (в зависимости от обводненности).

3. Вычисляются (с помощью интегральных или дифференциальных моделей) базовые значения месячных и накопленных отборов нефти. При этом за базовый уровень добычи жидкости принимается уровень равный фактическому значению добычи жидкости в базовый период.

Для выбора расчетной модели базовый интервал делится на два подинтервала: интервал обучения и интервал экзамена. Длина экзаменуемого интервала должна составлять от 1/3 до 1/2 длины базового интервала. Параметры расчетных моделей определяются на этапе обучения из условия минимальности функционала эмпирического риска:

где lo=j_e-j₁+1 - объем «обучающей выборки», ₀(J) - отклонение фактических показателей на интервале обучения.

Для каждой из моделей с параметрами, подобранными на этапе обучения, на этапе экзамена вычисляется величина, определяющая качество прогноза:

где l₁=J₂-J_e - объем экзаменуемой выборки, ₁(J) - отклонение расчетных показателей от фактических на интервале экзамена.

4) Четвертый метод является гидродинамическим и основан на сравнении результатов гидродинамических исследований скважины до и после обработки. Этот метод при наличии результатов соответствующих исследований следует использовать как дополнение к первым трем.