8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів

Оцінка технологічного ефекту. Об'єктивна екстраполяція показників видобутку нафти та інших показників розробки покладу, ділянок - головний та найбільш точний на сьо-годнішій день спосіб визначення технологічного ефекту за фактичними результатами дослідно-промислових робіт або промислового впровадження методу підвищення наф­товіддачі 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 цієї емпіричної залежності на майбутній період його застосування:

залежність нафтовіддачі від нагромадженого відбору рідини, що віднесений до балансо­вих запасів;

залежність нагромадженого видобутку нафти від логарифма нагромадженого відбору води або рідини;

залежність логарифма сумарного водонафтового фактора від логарифма нагромаджено­го відбору води;

залежність логарифма поточного водонафтового фактора від нагромадженого видобутку нафти;

залежність логарифма частки нафти в продукції, що видобувається, від логарифма на­громадженого відбору рідини;

залежність поточного видобутку нафти від часу;

залежність нафтовіддачі від в'язкості, проникності, щільності сітки свердловин і відносного відбору рідини.

Застосування способів прогнозування основних технологічних показників під час завод­нення можливе тільки при обводненні продукції свердловин від ЗО до 90 %. Вказані способи оцінки ефективності методів у кожному конкретному випадку вимагають попередньої їх ап­робації для даного родовища. Видобуток нафти різними методами, що сприяють його підвищенню, визначається як різниця фактичних і розрахункових показників для базового методу, одержаних екстраполяцією на однаковий об'єм видобутої рідини або за однаковий час.

Використання методу на пізній стадії розробки не виключає способу оцінки ефектив­ності шляхом порівняння технологічних показників дослідної та контрольної ділянок.

Найбільш важко визначити технологічний ефект, коли метод підвищення нафтовіддачі пластів застосовується з самого початку розробки. Оцінка технологічного ефекту при цьому базується або на розрахункових показниках розробки дослідної ділянки, або на фактичних результатах розробки іншої ділянки (контрольної). У першому випадку можливі помилки, що пов'язані з неточністю вихідної інформації або методики розрахунків. У другому випад­ку складність полягає у виборі контрольної ділянки, яка повинна бути ідентичною дослідній як за геолого-фізичними властивостями, так і за умовами розробки.

Існує два шляхи виходу із такого становища. У першому випадку невизначеність оцінок ефекту можна подолати статистично, тобто великим числом дослідних робіт і відповідно їх обробкою методами багатофакторного аналізу. З часом появляється впевненість у точності визначення технологічного ефекту. Це шлях певний, але довгий. У другому випадку найбільш вірогідним є зіставлення фактичних результатів розробки малого за розміром дослідного поля при строго витриманій технології процесу із показниками розробки того ж поля, що одержані на основі ефективної математичної моделі.

Застосування теплових методів для розробки родовищ високов'язких нафт звичайно суттєво збільшує нафтовіддачу та поточні дебіти нафти порівняно з розробкою на виснаження.

283

У цьому випадку для визначення технологічного ефекту рекомендується використову­вати метод так званих часткових коефіцієнтів, що являють собою відношення кінцевої наф-товідцачі до загальної нафтовіддачі. Видобуток нафти із застосуванням цього чи іншого ме­тоду визначається множенням повного видобутку нафти на коефіцієнт часткової участі ме­тоду.

Оцінка економічної ефективності впровадження методів підвищення нафтовіддачі. Показником підвищення нафтовіддачі пластів служить річний економічний ефект на основі зіставлення приведених витрат базового варіанту розробки та варіанту із застосуванням ме­тоду. Приведені витрати В, крб., є сумою собівартості видобутої нафти С, крб./м, і норма­тивного прибутку:

В - С + ЕК,

де К - питомі капітальні вкладення у виробничі фонди, крб./т; Е - нормативний ко­ефіцієнт ефективності капітальних вкладень.

При визначенні річного економічного ефекту повинна забезпечуватись порівняльність базового та впроваджуваного варіантів розробки родовища за об'ємом видобутку нафти. Для зіставлення приведені витрати в базовому варіанті збільшуються на суму, яка необхідна для одержання того ж об'єму видобутку нафти, що й у варіанті з застосуванням методу збільшення нафтовіддачі. Збільшення приведених витрат дорівнює добутку додатково видо­бутої нафти на спеціальний норматив питомих приведених витрат на 1 т приросту видобут­ку нафти.

Таким чином, річний ефект визначається за формулою

де - річний економічний ефект; - відповідно приведені витрати на видобуток 1 т нафти при базовому і впроваджуваному методі розробки; - відповідно видобуток нафти (річний) для базового і впроваджуваного методів, т; — додатковий видобуток нафти (річний) за рахунок застосування методу, т; = - ; Н — спеціальний нор­матив питомих приведених витрат на 1 т приросту видобутку нафти, крб./т.

У тих випадках, коли розробка родовища при звичайному заводненні або застосування методу починається після досягнення межі рентабельності розробки за звичайною техно­логією, весь видобуток нафти може вважатись додатковим, видобутим завдяки застосуван­ню методу - нульовий варіант. Тоді за .базу порівняння для визначення економічної ефек­тивності застосовують норматив питомих приведених витрат на 1 т приросту видобутку нафти

Е=(Н- ) .