- •Передмова
- •1 Нафтогазова механіка як наука, її розвиток та зв'язок з іншими дисциплінами
- •Контрольні запитання
- •2 Стан розвитку нафтогазової галузі та проблеми нафтогазовидобутку
- •2.1 Короткі відомості про земну кору
- •Контрольні запитання
- •3 Природні колектори нафти і газу та їх основні властивості
- •3.1 Гранулометричний склад порід-колекторів
- •Контрольні запитання
- •3.2 Пористість
- •3.2.1 Залежність пористості від кладки зерен, тиску та температури
- •3.3 Неоднорідність колекторських властивостей пласта
- •3.4 Фізико-механічні властивості гірських порід
- •3.5 Теплові властивості гірських порід
- •3.6 Акустичні властивості гірських порід
- •Контрольні запитання
- •3.7 Проникність
- •3.7.1 Абсолютна проникність
- •3.7.2 Проникність тріщинуватих порід
- •3.7.3 Залежність проникності від пористості та розміру пор
- •3.7.4 Фазова (ефективна) проникність
- •3.7.5 Відносна проникність
- •3.8 Питома поверхня гірських порід
- •Контрольні запитання
- •4 Пластові вуглеводні
- •4.1 Склад та фізичні властивості нафт
- •4.1.1 Густина пластової нафти
- •4.1.2 В’язкість пластової нафти
- •4.1.3 Структурно-механічні властивості аномально-в’язких нафт
- •4.1.4 Фотоколориметрія нафти
- •Контрольні запитання
- •4.2 Природний газ. Склад та властивості природного газу
- •4.2.1 Склад та класифікація природних газів
- •4.2.2 Фізико-хімічні властивості вуглеводневих газів
- •4.2.3 Стан та параметри газових сумішей
- •4.2.4 Вміст важких вуглеводнів у суміші
- •Контрольні запитання
- •5 Фазові перетворення вуглеводневих систем
- •5.1 Склад та характеристика рідкої суміші
- •5.2 Газовий конденсат
- •5.3 Газогідрати
- •Контрольні запитання
- •6 Склад та фізико-хімічні властивості пластових вод
- •6.1 Залишкова вода
- •6.2 Підземні води
- •6.3 Основні властивості пластових вод та параметри, що їх характеризують
- •Контрольні запитання
- •7 Молекулярно-поверхневі явища та капілярні процеси
- •Контрольні запитання
- •8 Режими роботи нафтових і газових покладів
- •8.1 Коефіцієнт нафтовилучення та чинники, що на нього впливають
- •8.2 Визначення нафтовилучення промисловими методами
- •8.3 Визначення нафтовилучення за допомогою лабораторних досліджень
- •Контрольні запитання
- •9 Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовилучення пластів
- •9.1 Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення
- •9.1.1 Методи збільшення нафтовилучення, пов'язані з системою розробки нафтового покладу
- •9.1.2 Циклічна дія на пласт під час заводнення
- •9.1.3 Зміна напрямків фільтраційних потоків
- •9.1.4 Встановлення оптимальних величин репресії і депресії на пласт
- •9.1.5 Часткове зниження тиску нижче тиску насичення нафти
- •9.2 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення пластів
- •9.2.1 Методи для покращення заводнення
- •9.2.1.1 Застосування поверхнево-активних речовин
- •9.2.1.2 Застосування полімерів
- •9.2.1.3 Застосування лугів, кислот, пін, емульсій
- •9.2.2 Методи підвищення нафтовилучення
- •9.2.2.1 Застосування міцелярних розчинів
- •9.2.2.2 Застосування двоокису вуглецю
- •9.3 Газові методи збільшення нафтовилучення пластів
- •9.3.1 Застосування сухого вуглеводневого газу
- •9.3.2 Застосування збагаченого і зрідженого газу
- •9.3.3 Застосування газу високого тиску
- •9.3.4 Застосування інших газів і сумішей
- •9.3.5 Газоводяна дія на пласти
- •9.4 Теплові методи підвищення нафтовилучення пластів
- •9.4.1 Застосування нагрітої води
- •9.4.2 Застосування пари
- •9.4.3 Застосування внутрішньопластового горіння
- •9.5 Критерії застосування методів підвищення нафтовилучення
- •9.6 Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення пластів
- •9.6.1 Оцінка технологічного ефекту
- •9.6.2 Оцінка економічної ефективності впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів
- •Контрольні запитання
- •Перелік використаних джерел
9.6 Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення пластів
У всіх випадках промислового випробування та впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів виникає необхідність оцінки їх ефективності за промисловими даними.На стадії дослідних робіт це необхідно, щоб приймати рішення про доцільність промислового впровадження методу, а на стадії промислового впровадження, щоб визначити ефективність від затрачених коштів.
Проте підвищення нафтовилучення пластів за промисловими даними неоднозначні і можуть відрізнятись від справжньої ефективності внаслідок одночасно діючих причин:
недостатня промислова інформація;
- помилковість, перекручення інформації;
- накладання на результати впровадження побічних ефектів від інших заходів, що проводились на родовищі;
- невідповідність способу оцінки ефекту і особливостей методу.
9.6.1 Оцінка технологічного ефекту
Об’єктивна екстраполяція показників видобутку нафти та інших показників розробки покладу чи вибраних ділянок – головний та найбільш точний на сьогоднішній день спосіб визначення технологічного ефекту за фактичними результатами дослідно-промислових робіт або промислового впровадження методу підвищення нафтовилучення пластів на пізній стадії розробки.
Існують різні способи графоаналітичного або статистичного аналізу ефективності цих методів, що базуються на знаходженні емпіричної залежності зміни показників розробки базового варіанту в період до початку застосування методу і екстраполяції її на майбутній період його застосування:
залежність нафтовіддачі від накопиченого відбору рідини, що віднесений до балансових запасів;
залежність накопиченого видобутку нафти від логарифма накопиченого відбору води або рідини;
залежність логарифма сумарного водонафтового фактору від логарифма накопиченого відбору води;
залежність логарифма поточного водонафтового фактору від накопиченого видобутку нафти;
залежність логарифма частки нафти в продукції, що видобувається, від логарифма накопиченого відбору рідини;
залежність поточного видобутку нафти від часу;
залежність нафтовилучення від в’язкості, проникності, щільності сітки свердловин і відносного відбору рідини.
Застосування способів прогнозування основних технологічних показників під час заводнення можливе тільки за обводнення продукції свердловин від 30 до 90 %.
Застосування вказаних способів оцінки ефективності методів у кожному конкретному випадку вимагає попередньої їх апробації для даного родовища. Видобуток нафти завдяки застосуванню методу визначається як різниця фактичних і розрахункових показників для базового варіанту, що одержані екстраполяцією на однаковий об’єм видобутої рідини або за однаковий час.
Застосування методу на пізній стадії не виключає способу оцінки ефективності шляхом порівняння технологічних показників дослідної і контрольної ділянок.
Найважче визначати технологічний ефект, коли метод підвищення нафтовилучення пластів застосовується з самого початку розробки. Тоді оцінка технологічного ефекту базується на розрахункових показниках розробки дослідної ділянки або на фактичних результатах розробки контрольної ділянки. У першому випадку можливі помилки, що пов’язані з неточністю вихідної інформації або методики розрахунків. У другому випадку трудність полягає у виборі контрольної ділянки, яка повинна бути ідентичною дослідній як за геолого-фізичними властивостями, так і за умовами розробки.
Існують два шляхи виходу з такого стану. В першому – невизначеність оцінки ефекту можна подолати статистично, тобто великим числом дослідних робіт і відповідною їх обробкою методами багатофакторного аналізу. З часом з´являється впевненість в точності визначення технологічного ефекту. Це шлях певний, але довгий. У другому – найбільш вірогідним є порівняння фактичних результатів розробки малої за розміром дослідної ділянки за строго витриманою технологією з показниками розробки тієї ж ділянки, що одержані на основі ефективної математичної моделі.
Застосування теплових методів для розробки родовищ високов’язких нафт звичайно призводять до суттєвого збільшення нафтовилучення та поточних дебітів нафти в порівнянні з їх розробкою на виснаження. У цьому випадку для визначення технологічного ефекту рекомендується використовувати метод так званих «дольових коефіцієнтів», що являють собою відношення приросту кінцевого нафтовилучення до загального нафтовилучення. Видобуток нафти завдяки застосуванню методу визначається множенням повного видобутку нафти на коефіцієнт дольової участі методу.