О применении wag в скважине а-11:

Сделаны следующие наблюдения и выводы о применении WAG на скважине A-11:

•Охват и зачистка большей площади, чем ожидалось.

• Снижение или стабилизация обводненности в скважинах А-10, А-13 и А-14. Развитие обводненности в А-13 было замедленно и стало уменьшаться в течении нескольких лет, значительно увеличивается срок работы скважин в зоне Gl. И как следствие всего этого получение финансовой прибыли с более меньшими затратами по сравнению с бурением новых скважин.

• Геофизические исследования показывают образование газовой шапки в горизонте Etive на скважинах А-10 и А-14.

• закаченный объем: 1472 млн. стандартных м3.

• добытый объем: 900 млн. стандартных м3 (60%).

• Расчетная добыча нефти при помощи WAG инъекции в а А-11 составляет около 2 млн. стандартных м3, что составляет около 20% от общего объема добычи из скважин А-10. А-13 и А-14.

Выводы

Можно сделать следующие выводы по применению WAG на Гульфакском месторождении:

• Технология WAG внесла значительный вклад в добычу не извлекаемых запасов нефти на месторождении Gullfaks.

• Это дает высокую прибыль с низкими затратами.

• Газ охватил большие объемы месторождения, чем ожидалось.

• Важно то, чтобы закачивать газ также после прорыва газа в продукцию.

• Дает большую гибкость на месторождении.

• Может обеспечить газлифтный эффект на скважинах с высокой обводненностью.

Микробиологические МВ

Микробиологическими методами воздействия (МБМВ) называются такие МВ, при которых используется жизнедеятельность микроорганизмов (бактерий) непосредствено в пласте для добычи нефти. МБМВ применяются для добычи нефти и газа уже около 50 лет. Промышленное использование МБМВ сдерживается из-за их весьма сложной технологии.

Основные механизмы вытеснения нефти с использованием МБМВ: образование био-ПАВ, что приводит к снижению межфазного натяжения на границе раздела фаз нефтьвода, нефтьгорная порода; образование различного вида кислот, расширяющих поровые каналы горных пород; повышение пластового давления P_пл за счет выделения микроорганизмами N₂, CО₂, CH₄, H₂; выделение газообразных продуктов, способствующее снижению соотношения подвижностей воды и нефти в силу увеличения подвижности нефти; изменение смачиваемости породы водой. Е.П. Розанова и Т.Н. Назина обращают внимание на следующие виды бактерий: УВОБ  углеводородоокисляющие бактерии, развивающиеся в аэробной зоне, т. е. в зоне, где присутствует кислород; ББ  бродильные бактерии, живущие в аэробной и анаэробной зонах; МОБ  метанообразующие бактерии, развивающиеся в анаэробной зоне, т.е. в зоне, где кислорода недостает; СВБ  сульфатовосстанавливающие бактерии, развивающиеся в анаэробной зоне. В табл. 9 приведены критерии применимости МБМВ.

Таблица 9. Критерии применимости микробиологических МВ

Параметры	Единица измерения	Био-ПАВ	Ксантан	Склеро-глюкан	Поли-сахарид	Естестественная микрофлора	Меласса
Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность	- - мкм2 д.ед. д.ед.	т/к п 0,15 0,250,4 0,71	т п, тр 0,055 0,250,4 0,71	т п 0,15 0,250,4 0,71,0	т п 0,15 0,250,4 0,71,0	т п 0,15 0,250,4 0,71,0	к/т тр-п. 0,15 0,1-0,4 0,51
Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	нд нд >3 нд 1090 нп 301500	нд нд >3 нд 10150 нп 301500	320 00,05 нп 120 0150 05 301500	320 00,05 нп 120 0150 05 301500	нд нд >3 нд 1040 нп 302000	3100 00,05 нп 015 2060 010 01500
Плотность Вязкость Кислотное число	кг/м3 мПа.с мг/г	650859 0,460 нд	650850 0,425 нд	650850 0,425 нд	650850 0,425 нд	нп 0,0120 нд	650900 0,160 нп
Минерализация pH Жесткость	г/л д.ед. г/л	0300 67,5 010	0150 67,5 010	0350 67,5 0150	0350 67,5 0300	0,020 6,57,5 05	0100 68 020
Наличие свободного газа	-	Допустимо	Допустимо	Недопустимо	Недопустимо	Недопустимо	Недопустимо
Содержание парафина Содержание асфальтенов Содержание смол	д.ед. д.ед. д.ед.	нд нд нд	нд нд нд	00,3 00,15 00,4	00,3 00,15 00,4	нд нд нд	00,3 00,15 00,4
Карбонатность	д.ед.	нд	нд	нд	нд	0-0,05	0-1

МБМВ  процесс многоступенчатый. В зоне развития УВОБ происходит поглощение УВ, содержащихся в нефти, и кислорода. Продукты жизнедеятельности УВОБ служат питательной средой для ББ. Спирты, H₂, CO₂, метан, образовавшиеся в зоне ББ, частично поглощаются МОБ.

рис. 25 Схема технологии микробиологического метода увеличения нефтеотдачи заводненных пластов

Методика выбора МВ

Проблема выбора МВ относится к нечетким, расплывчатым по своей сути задачам. Во-первых, сам объект  нефтяная залежь не является  четким и однозначно определенным объектом. Во-вторых, критерии применимости, лежащие в основе любой из широко используемых методик, являются логическим обобщением экспертных оценок. Поэтому вполне логично использование теории нечетких множеств как математической основы задачи выбора МВ и описания критериев применимости как лингвистических переменных. Схему вывода логического заключения о применимости МВ условно можно представить в виде цепочки: скважинапластЭОнефтяная залежь. Задача выбора МВ на нефтяную залежь состоит из нескольких этапов. Первый этап  оценка применимости МВ в призабойной зоне скважины для каждого из рассматриваемых пластов. Второй этап оценка применимости МВ по площади и запасам на нефтяном пласте. Третий этап  определение наиболее пригодных для промышленного применения МВ в целом на ЭО. Последний этап состоит в нахождении 23 наиболее пригодных МВ в целом на нефтяную залежь. Теория нечетких множеств (ТНМ) позволяет проводить определенную дифференциацию каждой скважины, пласта, ЭО и залежи на предмет оценки степени их принадлежности нечеткому множеству. При построении модели решения задачи выбора МВ на первом этапе необходимо определить множество параметров S_i, i = 1, I, влияющих на применимость МВ. В свою очередь, последняя процедура включает две операции: определение на базовом или универсальном множестве S = S₁  S₂ ... S_I, для всех элементов которого выполняются условия успешного применения МВ; построение функции принадлежности _R нечеткому множеству A  "успешные геолого-физические условия применимости МВ". Первая из операций обычно осуществляется путем анализа экспертных мнений. Результатом анализа являются критерии применимости различных МВ по каждому из рассматриваемой совокупности геолого-физических параметров (см. табл. 49). Носитель S нечеткого множества A, т.е. множество таких точек в S, для которых _А(S) > 0, находится также экспертным путем, исходя из анализа геолого-физических условий залегания нефтяных залежей (см. табл. 2).

Введем в рассмотрение понятие коэффициента применимости j-го МВ  C_j, для определения того, насколько тот или иной МВ применим в данных геолого-физических условиях. В этом случае C_j будет являться параметром многокритериальной оценки применимости рассматриваемого МВ по совокупности геолого-физических свойств пласта и насыщающих его жидкостей и газов  S. Понятие "применимость МВ" относится к сложной категории, которая требует одновременного рассмотрения нескольких линейно-упорядоченных базовых множеств геолого-физических параметров. Линейно-упорядоченные базовые множества геолого-физического параметра задаются путем установления отношения порядка между элементами этого множества с помощью функции принадлежности. Для этого вначале определяется отображение из базового множества геолого-физического параметра S_i в единичный интервал, т.е. _А(S): S_i  [0, 1]. Для этого отображения находятся носитель нечеткого множества A_i

Р(A_i) = {<_Аi(s_i)  0 / s_i>}, s_i  S_i

и ядро нечеткого множества

Q(A_i) = {<_Аi(s_i) = 1 /s_i>}, s_i  S_i.

В этом случае любая категория или качественное определение задается нечетким множеством A_i, функция принадлежности которого является единственной, если известен носитель и ядро A_i. Пусть S_i  базовое или универсальное множество эффективной пористости. Введем три категории  "высокая", "средняя" и "низкая". Тогда эти категории задают отношение порядка на множестве S_i. Формализация описания эффективной пористости может быть установлена путем ввода понятия лингвистической переменной (см. главу 2), т.е. <"эффективная пористость", Т(s_i), [0, 1]>, где терм-множество категорий Т(s_i) записывается как Т(s_i) = {"высокая", "средняя", "низкая"}. Каждая категория является нечеткой переменной <Т(s_ij), S_i, C(s_ij)>, где S_i  базовое множество, C(s_ij) = {<_С(s_ij) /s_ij>}, s_ij  S_i  нечеткое подмножество множества S_i, описывающее категорию s_ij. Предположим, что геолого-физические параметры, определяющие условия применимости каждого МВ (см. табл. 43.15), описаны как лингвистические переменные. Тогда универсальное множество S такой сложной категории, как "применимость МВ", будет определяться декартовым произведением S = S₁  S₂ ... S_I. Расчет коэффициента применимости в каждой точке пласта можно будет осуществить с помощью соотношения

C_j (x,y,z) = min C_ji (x,y,z),

где C_ji (x,y,z)  степень принадлежности,

C_ji (x,y,z) = _Ai^j(x,y,z).

Можно предложить несколько иной способ расчета коэффициента применимости C_j:

C_j (x,y,z) =  _ji C_ji (x,y,z),

где _ji  весовой коэффициент, определяющий важность i-го параметра в комплексной оценке применимости j-го МВ в данных геолого-физических условиях и удовлетворяющий условию

 _ji = 1.

Важность каждого из геолого-физических параметров может быть установлена с помощью статистического анализа данных о применении МВ в различных условиях, а при отсутствии такой информации  при помощи метода экспертных оценок. Третий способ определения коэффициента применимости основан на расчете среднего геометрического:

C_j (x,y,z)= ( C_ji (x,y,z) )^1/n

и несколько напоминает первый способ.

Очевидно, что каждый из представленных здесь способов обладает определенными достоинствами и недостатками. Так, при использовании первого и третьего способов из факта неприменимости МВ по какому-либо параметру автоматически следует неприменимость этого метода по всей совокупности параметров. С другой стороны, второй метод в отличие от первого и третьего позволяет при определении коэффициента применимости МВ учитывать важность каждого из геолого-физических параметров, что делает общую оценку более качественной. По-видимому, наилучшим подходом к получению качественной оценки коэффициента применимости МВ является комбинация второго подхода с первым или третьим. Если при этом оценки сильно отличаются, то это означает, что по какому-то несущественному (малозначимому) параметру степень применимости данного МВ мала и требуется некоторая модификация метода. Значения коэффициента применимости изменяются в пределах от 0 до 1. Диапазон изменения можно разбить на подинтервалы с определенными характеристиками (см. табл. 10).

Таблица 10. Классификация степени применимости МВ

Подинтервалы Cj	Оценка степени применимости
0,81,0 0,50,8 0,20,5 0,00,2	"отлично применимый" "хорошо применимый" "плохо применимый" "очень плохо применимый"

Выше уже отмечалось, что вследствие неоднородности продуктивных пластов коэффициент применимости данного МВ будет иметь различные значения в различных точках пласта, т.е. будет некоторой функцией координат точек пласта. Это позволяет осуществить построение карт применимости различных МВ с помощью следующего алгоритма: дискретизация области простирания пласта, т.е. покрытие ее по заданному правилу системой узловых точек (узлов); определение в каждом узле значений всех необходимых для последующего анализа геолого-физических параметров и построение карт распределения этих параметров в пределах контура нефтеносности; расчет коэффициента применимости данного МВ в каждой из узловых точек и построение карты применимости указанного метода воздействия в данных геолого-физических условиях. После осуществления этой операции производится выбор наиболее перспективных с точки зрения будущего проекта МВ с помощью решения следующей задачи:

МВ: (C_j , G_j (C_j )) 'V_max',

где C_j  интегральный коэффициент применимости j-го МВ по запасам G_j = G_j(С_j); G_j (С_j)  запасы, которые могут быть вовлечены в разработку с применением j-го МВ с коэффициентом применимости не меньше C_j.