Глава 3

Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

На главную страницу
ГЛАВА 3
ПРОГНОЗА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПНП
Несмотря на многолетнюю работу многочисленных ученых-нефтяников и практически всех отраслевых и специализированных институтов нефтяной промышленности над созданием надежной и достаточно точной методики прогноза показателей разработки, эта задача до сих пор до конца еще не решена, остается актуальной и наиболее важной.
В настоящее время существует два принципиально отличных друг от друга подхода, которые позволяют прогнозировать технологические показатели разработки нефтяных месторождений
• на основе характеристик вытеснения нефти водой, используя при этом показатели истории разработки залежи нефти;
• с помощью гидродинамических математических моделей процесса вытеснения нефти водой из неоднородного пласта.
3.1. ПРОГНОЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ
Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды Одна группа характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики) Другая группа зависимостей строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные)
К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения Наиболее полно перечень известных характеристик представлен в работах [53,54], где все они условно подразделяются на две большие группы кривые обводнения и падения.
К первой группе отнесены зависимости между накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными отборами продукции скважин и их обводненностью
Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения)
149
В литературе США для оценки эффективности третичных методов используются в большинстве случаев кривые падения (изменение добычи нефти во времени). Часто также применяется зависимость: логарифм водонефтяного отношения (WOR) -накопленная добыча нефти.
При проведении практических расчетов, по мнению авторов работ [53,54] предпочтение следует отдавать интегральным характеристикам, поскольку они менее подвержены влиянию изменений условий разработки. Однако это не всегда подтверждается практикой прогнозирования показателей разработки. В некоторых случаях дифференциальные характеристики способны более надежно предсказывать процесс разработки залежи.
Многолетний опыт использования метода прогнозирования с помощью характеристик вытеснения показал, что далеко не все предложенные зависимости используются на практике. Наиболее распространенные и чаще всего применяемые на практике анализируются в работе [9]. В их число вошли характеристики вытеснения, представленные в таблице 3.1,
где: QH, Q^, Qfl - накопленная добыча соответственно нефти, жидкости и воды;
qH, qs - текущие дебиты за период (год, месяц, сутки) соответственно нефти и воды;
А, В, С - постоянные коэффициенты уравнений, определяемые путем обработки фактических промысловых данных методами
математической статистики.
Таблица 3.1
№ п/п Вид характеристики Авторы характеристики
I Q*/QH = A + B-QB Назаров С Н.. Сипачев Н В
2 QK = А + B/Q* Камбаров Г С
3 0Н-А + В/Л/5Г Пирвердян А.М
4 QH^A + B'tQ.)-0 Казаков А А
5 QH = A + B-qH/qB Черепахин Н.А , Мовмыга Г.Т
6 QH - А + B-LnQ» Сазонов Б.Ф
7 QH = A + B-LnQ. Максимов М.И.
8 QH = A+ B-LnqB/qH Гарба Ф А., Цимерман Э X
9 Ln(QB/QH)= A + B-QH Французский институт нефти.
10 Q*/QH = A + B-Q» Сипачев Н В , Пасевич Л Г
11 (Q*/QH)2= A + B-(Q,)2 Захаров А. С
12 QB/QH = B(QH-A)/(C-QH) Борисов ГО П.
13 QH =A+B(QyQ.) Давыдов
14 Q=Art-B-exp(-C-Q»)] Шавалиев
150
В последующем, в данном анализе номер характеристики соответствует порядковому номеру таблицы 3.1.
Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений.
Многолетний опыт использования предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается, что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами рассматриваемых уравнений. А это условие далеко не всегда выполняется.
Несмотря на существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия на пласт она применяется чаще других методов. ^Практически все отраслевые институты принимали участие в разработке методических руководств по оценке технологической эффективности применения различных методов воздействия на нефтяные залежи.
В указанных документах делаются попытки снизить возможные ошибки в прогнозировании и повысить надежность метода. При этом без изменения основы методологии применяются различные статистические методы обработки фактических промысловых данных истории разработки нефтяного месторождения.
Во всех случаях предварительно строится зависимость между параметрами, входящими в соответствующую характеристику, которая аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту зависимость в предположении, что линейность сохраняется. В некоторых работах отмечается, что период, на который экстраполируются фактические промысловые данные, должен быть сопоставим с периодом адаптации этих зависимостей [53,54]. Однако не всегда это обязательное условие соблюдается на практике, поэтому часто допускаются грубые ошибки в прогнозах показателей разработки. Вероятность ошибки особенно велика при попытке рассчитать конечный коэффициент извлечения нефти.
Учитывая ограниченные возможности методики прогноза по характеристикам вытеснения и существенные ее недостатки, делались многочисленные попытки различных авторов установить пределы применимости каждой из предложенных зависимостей, автоматизировать процесс отбора наиболее приемлемых
151
характеристик с учетом конкретных условий разработки и геолого-физических условий пласта. Однако до сих пор не удалось разработать объективные критерии отбора, поэтому чаще всего используют 3-4 зависимости из всего их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам.
Большая плодотворная работа проведена сотрудниками института "Гипровостокнефть" Ковалевым B.C., Колгановым В.И., Губановым А.И., Сазоновым Б.Ф., Горбатовой А.Н. по разработке методологических подходов рационального использования характеристик вытеснения, анализа области их возможного применения, автоматизации объективного выбора эмпирической модели для прогнозирования технологических показателей разработки нефтяных месторождений.
В работах [28 и 31] делается попытка установить пределы применимости некоторых эмпирических формул в зависимости от стадии разработки залежи нефти. Анализ широкого круга характеристик вытеснения позволил авторам этих работ выделить два вида зависимостей: к первому виду отнесены характеристики из класса функций, не имеющих конечного предела экстраполяции. Ко второму виду отнесены функции, которые ограничены определенным пределом.
Наиболее известные зависимости первого вида были предложены Сазоновым Б.Ф, [74] (формула 6, таблицы 1.1), Максимовым М.И. [36] (формула 7) и Гарбом Ф.А [86] (формула 8).
Все эти зависимости равноценны, по мнению некоторых исследователей. В методических руководствах [8, 39, 53,54] предпочтение отдается той из них, для которой коэффициент корреляции окажется выше. Однако в работах [28 и 31] показано, что эти зависимости могут быть равноценными только в весьма узком интервале значений Сд и при обводненности продукции от 40 до 70%. Этот интервал не может носить обобщенный характер справедливый для всех месторождений. Конкретные геолого-физические условия определяют свой интервал критических значений обводненности и величины накопленной добычи нефти, за пределами которых линейность рассматриваемых уравнений невозможна.
При соблюдении линейности одной зависимости, другая должна следовать криволинейному закону. При высокой обводненности добываемой продукции эти зависимости должны отклоняться от
152
прямой линии, асимптотически приближаясь к некоторому пределу, соответствующему величине потенциальных извлекаемых запасов нефти. Однако критерии для определения области отклонения от линейной зависимости не установлены, поэтому в каждом конкретном случае (для конкретного месторождения и условий его разработки) необходимо определять область реализации линейности данных функций.
Для прогноза технологических показателей разработки при обводненности продукции скважин выше некоторого критического значения предлагается использовать зависимости, предложенные Назаровым С.Н (формула 1) и Камбаровым Г.С. (формула 2). Формулы 1 и 2, по мнению авторов работы [28], удовлетворительно выравнивают характеристики вытеснения на конечной стадии разработки залежей нефти. Для месторождений Куйбышевской области они могут быть использованы, когда обводненность станет больше 60-80%.
Учитывая, что одна группа зависимостей применима на ранней стадии разработки, а другая на поздней стадии, Ковалевым B.C. [28] предложен метод автоматического перехода с первой группы зависимостей ко второй. Переход осуществляется, учитывая определенную обводненность, величина которой зависит от используемых характеристик. Так, обработка фактических промысловых данных по методу Сазонова Б.Ф , требует, чтобы обводненность, при которой осуществляется переход, задавался в пределах 60-70%. В случае применения метода Максимова М.И. переход должен осуществляться, когда обводненность достигнет не менее 80%. Обработка промысловых данных по методу Гарба используется очень редко и поэтому в настоящее время не представляется возможным предсказать пределы ее применимости.
Описанная процедура перехода от одной характеристики к другой осуществляется в автоматическом режиме на ЭВМ, для чего в институте "Гипровостокнефть" создана специальная программа, которая позволяет осуществлять прогноз показателей заводнения залежей на поздней стадии разработки.
Учитывая, что метод характеристик вытеснения широко используется при анализе на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, в работе [9] Губановым А.И. и Карповым С.В. делается попытка объективного выбора модели, которая позволяла бы с наименьшей погрешностью прогнозировать показатели
153
разработки. Предлагается метод выбора оптимального количества точек адаптации (периодов разработки), по которым рассчитываются коэффициенты одиннадцати эмпирических зависимостей (см таблицу 3.1).
Для выбора модели, позволяющей с минимальной погрешностью прогнозировать показатели разработки, была разработана методика и создана программа расчета на ЭВМ серии ЕС (программа Гипровостокнефти" EMPIRIC).
По утверждению авторов, программа позволяет с наименьшей ошибкой прогнозировать показатели разработки залежи нефти определять извлекаемые запасы нефти при заданной величине предельной обводненности продукции.
В качестве примера были проведены расчеты по 26 залежам нефти месторождений Татарской АССР и Куйбышевской области (названия регионов нами сохранены в соответствии с оригиналом).
Все залежи разрабатывались на поздней стадии. Обводненность на последний год адаптации по залежам находилась в пределах-^8-yj/o. Анализируемая история разработки варьировалась в пределах 10-14 лет.
Была поставлена задача, определить погрешность расчетов на пять лет вперед от последней точки адаптации. Расчетные значения накопленной добычи нефти сравнивались с фактическими показателями и по разности этих показателей определялась относительная ошибка прогноза по всем выбранным характеристикам. Результаты расчетов сведены в таГ дицы которые позволяют сделать некоторые выводы. '
Для наглядности анализа данных, представленных в работе [91 нами составлена таблица, обобщающая результаты расчетов по выбору для залежей характеристик, позволяющих осуществлять прогноз с минимальной погрешностью.
Наиболее ценно то обстоятельство, что из И анализируемых моделей, выбрано 10, которые прогнозируют добычу нефти с минимальной погрешностью. В соответствии с этими данными ни одна модель не имеет ощутимых преимуществ перед другими Сгм таблицу 3.2).
Как гчдно из таблицы, трудно отдать предпочтение какой-либо характеристике из числа рассмотренных выше. Даже наиболее точные из них, выбранные в соответствии с наименьшей погрешностью
могут удовлетворить в полной мере.
154
Таблица 3.2
№ выбранной характеристик (модели) Количество залежей по выбранной модели. Диапазон обводненности по залежам выбранной модели Диапазон количества точек адаптации. Диапазон пофешности по залежам на 5-й год прогноза.
1 5 64,6 нг 92,2 4^7 -54.1-И-22.1
2 5 64,7 -и 88,7 4-6 -15.6 ++16,8
3 1 66,8 4 -12,3
>'- 4 1 74,2 6 +4,1
5 3 67,1 + 86,8 5^9 +29.3 ++74.4
6 0 - - -
7 2 67,5^93,1 4-5 -23,2 + -19,6
8 3 67,0 нг 88,4 5 + 8 -13,4 + +34,8
9 2 78,5 *• 86,9 7-5-8 -13,6 ++17,5
10 3 58,0 4- 67,0 4 + 5 -55,7 +-27,7
11 1 81,0 4 -65,9
Примечание: Указанная в графе 3 обводненность соответствует точке адаптации (последний год обучения).
Важно, что на точность прогноза влияет совокупность факторов: геолого-физические параметры залежи, стадия разработки, количество точек на кривой в предпрогнозный период (в данном случае - число лет, предшествующих прогнозу) и многие другие факторы.
В анализируемой работе выбор осуществлялся достаточно квалифицированно, в соответствии с разработанными критериями минимизации погрешности при прогнозировании на поздней стадии разработки. Несмотря на это автору не удалось разрешить проблему объективного выбора оптимальной характеристики вытеснения с учетом всех перечисленных факторов.
Как было отмечено выше, погрешность прогноза оценивалась путем сравнения расчетных показателей с фактическими промысловыми данными. Однако при реальном проектировании задача сводится к прогнозированию показателей разработки на будущий период, естественно при отсутствии возможности такого сравнения.
Проведенные в работе [9] расчеты дополнительно подтверждают сомнения в возможности объективного выбора наиболее точной характеристики.
На основании нашего анализа и многочисленных работ других исследователей можно сделать однозначный вывод о том, что устранить коренные недостатки метода прогнозирования с помощью характеристик вытеснения практически невозможно. В настоящее
155
время доступно только снижение возможной погрешности метода путем использования различных приемов, подробно описанных в серии методических руководств и в работах различных авторов (см. использованную литературу).
Не случайно, что ни в одном руководстве не установлены четкие критерии выбора характеристики, позволяющей с минимальной погрешностью прогнозировать показатели разработки, устанавливать оптимальный предпрогнозный период и допустимый предел экстраполяции с учетом реальных условий разработки и конкретных геолого-физических параметров залежей.
В своих работах Казаков А.А. (ВНИИнефть) [15,16] предлагает при построении характеристик вытеснения предварительно установить степень линейности совокупности точек в предпрогнозный период (укладываются ли точки в этот период на прямую линию). Подбор предпрогнозного периода начинается с четырех последних точек, зависимость которых аппроксимируется прямой линией. Методом наименьших квадратов определяются коэффициенты уравнения прямой и коэффициент корреляции. Следующими последовательными шагами прибавляются по одной предпрогнозной точке и каждый раз расчеты повторяются. Максимальный коэффициент корреляции в этой процедуре является критерием выхода совокупности выбранных предпрогнозных точек на прямую. Однако автор признает, что не всегда линейная аппроксимация правомерна. Часто реальная модель зависимости анализируемых параметров промысловых данных имеет криволинейную форму В этом случае, по мнению автора, правомерность линейной аппроксимации может быть установлена по монотонному изменению коэффициентов прямой или коэффициента корреляции по мере увеличения числа расчетных точек. Такой подход, по мнению автора, позволяет рассчитать уравнение прямой, адекватно отражающей фактическую законе мер ность.
Казаковым А.А [16] предлагается также методика (используя характеристики вытеснения) разделения эффекта при одновременном воздействии на пласт методами, повышающими нефтеотдачу и изменения отбора жидкости путем форсировки или в результате остановки сильно обводненных скважин. В некоторых случаях предлагается учитывать пуск в работу новых малообводненных скважин.
156
Ниже приводятся некоторые основные методологические аспекты
оценки технологической эффективности проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов с помощью характеристик вытеснения, реализованные в программе расчета "EOR-Analyst", созданной в ОТО.
Рис 3.1 Дифференциация технологического эффекта МУН по кривой обводнения
Q ф> Q Ф - накопленная фактическая добыча соответственно нефти и жидкости на
момент анализа эффективности МУН;
Q 6 - базовая добыча жидкости на тот же момент,
•
Q **, Q ™ - базовая добыча нефти, рассчитанная соответственно при фактической
и базовой добыче жидкости,
Д<3 , До - технологический эффект МУН за счет соответственно изменения
обводненности, интенсификации отбора жидкости,
Д<3 - общий технологический эффект;
об
+ - положительный эффект.
При оценке эффективности мероприятий на месторождении, в зависимости от поставленной задачи, возникает необходимость проведения расчетов в целом по месторождению или по укрупненной части его, подвергающейся воздействию; по участку воздействия; по каждой скважине участка в отдельности,
157
Расчет эффективности воздействия по объекту разработки проводится в случае, когда необходимо оценить результаты воздействия комплексом технологий, проводимых в больших масштабах и регулярно в течение длительного времени (более одного года). При этом расчете учитывается эффект от применения всех методов повышения нефтеотдачи, в том числе и гидродинамических. Однако, если система разработки за рассматриваемый период не претерпела значительных изменений, а смена режимов работы скважин производится регулярно одинаковыми объемами в пред-прогнозный и расчетный периоды, то экстраполяция интегральных показателей разработки учитывает проводимые мероприятия на скважинах, и расчетом оценивается эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов.
Расчет эффективности по участку, включающему одну или несколько нагнетательных и группу реагирующих добывающих скважин, проводится для определения величины дополнительной добычи нефти за счет проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на ограниченной по площади части пласта.
По нашему мнению, эффективность проводимых геолого-технических мероприятий должна оценивается общим эффектом, т.е. всей дополнительной добычей нефти. Для этого разработка объекта должна осуществляться в соответствии с проектными решениями, включающими весь комплекс воздействий на пласт и изменений технологических режимов скважин. Однако на практике часто возникает проблема, связанная с разделен! ем эффекта от проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи и мероприятиями по изменению режимов работы отдельных скважин.
Существуют различные подходы к разделению эффекта при проведении расчетов по участку. Необходимо отметить, что наибольшее влияние на оценку технологической эффективности оказывают ввод в эксплуатацию или отключение скважин, имеющих обводненность продукции отличную от средней по участку, проведение гидроразрыва пласта и форсирование отборов жидкости на скважинах. Во многих случаях проведение этих мероприятий дает увеличение добычи нефти, но прироста извлекаемых запасов нефти г повышения нефтеотдачи пласта может и не происходить. Более того, некоторые виды перечисленных ГТМ могут привести к потере в конечной нефтеотдаче.
158
Мы предлагаем следующий подход к оценке эффективности: во-первых, принимаем, что фактическая закономерность изменения обводненности продукции не зависит от темпа отбора жидкости, во-вторых, дополнительной добычей нефти считается тот объем нефти, который получен при снижении обводненности продукции скважин. Тогда разделение эффекта на две составляющие (за счет методов ПНП и интенсификации отбора) проводится расчетом базового варианта при различных уровнях отбора жидкости (фактическом при форсированном режиме и при неизменных отборах, соответствующих отборам до форсировки). Величина дополнительной добычи нефти от проведенного воздействия ПНП рассчитывается как разность между значениями отбора нефти, базовой кривой и фактической в предположении о неизменности отбора. Для оценки эффекта от изменения темпа отбора жидкости базовая добыча жидкости экстраполируется во времени, и определяется соответствующее ей значение отбора нефти, при этом принимается, как указано выше, что при изменении темпа отбора расчетный закон обводнения не меняется. Разница между расчетными значениями параметров добычи при фактическом отборе жидкости по характеристике вытеснения и при фактической добыче нефти определит общую величину дополнительной добычи нефти. А разница между расчетными значениями параметров добычи в предположении неизменности отбора жидкости определит величину дополнительной добычи нефти за счет проведенного мероприятия по ПНП.
На рис.3.2 проиллюстрированы изложенные подходы к определению эффективности. На верхнем рисунке приведены фактическая кривая и прогнозная прямая, экстраполированная по методу Сазонова Б.Ф., в координатах - накопленная добыча нефти от логарифма накопленной жидкости На этих кривых отмечены основные точки, учитывающиеся при расчете. Точки "Воздействие" и "Форсировка" показывают начало прогноза и форсирования отбора жидкости соответственно. На характеристике вытеснения по методу Сазонова отмечены две точки, которые показывают значение накопленной добычи нефти при различных уровнях отбора жидкости. А на фактической кривой отмечена точка, соответствующая фактическому значению накопленной добычи нефти без проведения . форсированного отбора жидкости. На нижнем рисунке построены графики значений накопленной добычи нефти в реальном времени при различных условиях отбора и вытеснения. Величина Qo -
159
Ф актмче екая" дооьгча
S4030
szood
леооп
44 ODD
« coo лоооо as оса звооо
34 №0
ii ооо зо оно
га ооо
21000
го ооо
"Факт" i форсирован
Форси f ов кя воздействие
20000
15000
на* 96 ноя 96 май 97 нон $7 на» S3 ноя 9S тай 93
при Ож ^(антич т" 6*5 форсиро
Рис. 3.2 Пример расчета доказателен разработки с помощью характеристик вытеснения Участок, нз котором проведена форсировка отбора
жидкости
160
суммарная дополнительная добыча нефти от всех мероприятий на участке, величина Ообв - дополнительная добыча нефти, полученная за счет снижения обводненности продукции (эффект от мероприятия по ПНП). При проведении расчетов возможно получение различных величин эффекта от того или иного мероприятия, и, в том числе, их отрицательных значений.
Необходимо также уточнить понятие "форсирование отбора жидкости", т.е какое увеличение отбора считать методом интенсификации добычи нефти. Мы предлагаем проводить разделение эффектов от мероприятия по повышению нефтеотдачи и интенсификации отборов при возрастании темпа отбора жидкости на 10% по сравнению со сложившимися в предпрогнозный периоде, причем изменение должно наблюдаться значительный период времени (не менее трех месяцев).
Другой случай, который может повлиять на разработку участка -это уменьшение отборов жидкости. Если уменьшение отборов на участке связано с общей схемой разработки и соответствует сложившейся тенденции в предпрогнозный период, то расчетами это может не учитываться. Но если уменьшение от сложившейся закономерности составляет более 10%, то данную ситуацию можно считать как потерю дополнительной добычи нефти в результате снижения отбора жидкости, на которых могло произойти уменьшение обводненности продукции в результате физико-химического воздействия или не принятые в расчет изменения обводненности продукции участка в результате отключения высокообводненных скважин.
Поэтому, сохраняя общую идеологию расчетов, предлагается проводить оценку эффективности воздействия при темпах отбора, сложившихся в предпрогнозный период и при фактических отборах. На рис 3 3 приведены графики, иллюстрирующие предлагаемую методологию. Характеристика вытеснения, адаптированная по пред прогнозному периоду, экстраполируется в соответствии с динамикой отборов, сложившихся в предпрогнозный период. Определение продолжения фактической кривой проводится экстраполяцией фактической динамики обводнения продукции и заданием отборов жидкости, сложившихся в предпрогнозный период Затем проводится расчет добычи нефти в соответствии с законом обводнения по базовому варианту и фактическим значениям. Разница этих значений определит величину дополнительной добычи нефти при отборах жидкости, сложившихся перед началом воздействия.
161
"Факт" без снижения
----^^s^^-_—
ля при isofraji ш ~Ф~ЗТГГ
Qa: без иввоо "•
Б яла
снижения146000
144 0 00 142000 140000 136000 136000 134(300
130000
128000 12В 0 00 124000 132000 1 3D 0 00
База При Q» фактнч
Снижение отбора
Воздействие
Воздействие
0016Т46ЭОМв96342 О017г«70в925159& О 0177ЭОЭ9 97007319
0019388182590596?
Г Проп
обе
рис 3 3 Пример расчета показателей разработки с помощью характеристик вытеснения Участок, на котором уменьшены отборы жидкости
162
В общем случае можно отметить, что эффективными будут те мероприятия, которые дают положительный эффект при уменьшении обводненности продукции скважин, т.е. все мероприятия, направленные на улучшение характера вытеснения. Мероприятия, изменяющие объемы попутно добываемой воды и соответственно отборы нефти, должны приниматься на основании технико-экономических расчетов.
Определение доли снижения обводненности продукции от того или иного мероприятия весьма затруднительно, но возможно применение различных способов, опытного и расчетного Опытный способ подразумевает проведение на участке со сходными геолого-промысловыми условиями каждого метода в отдельности и определение снижения обводненности от каждого из них. Такой метод может быть применен в условиях корректной постановки эксперимента, что довольно затруднительно в реальных условиях Расчетный метод предполагает использование физически-содержательных гидродинамических моделей, позволяющих смоделировать влияние конкретного физико-химического воздействия на пласт Такая работа (применение методик гидродинамических расчетов) предполагается при создании общей программы расчета эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи.
Расчет эффективности воздействия по каждой добывающей скважине, входящей в участок реагирования, с последующим суммированием величин дополнительной добычи нефти, в некоторых случаях оказывается более предпочтительным, чем расчет по участку в целом Такой метод расчета может использоваться в условиях постоянного изменения фонда скважин, например, когда на участке происходят частые остановки на значительное время и пуск высоко обводненных скважин. Эффективность, рассчитанная по участку, может быть больше или меньше суммы эффективности по каждой скважине, входящей в данный участок. Это расхождение определяется величинами абсолютных дебитов скважин, амплитудами колебания обводненности продукции по скважинам, степенью нелинейности характеристик вытеснения, используемых для расчета. При расчетах за оценку эффекта возможно принимать среднюю арифметическую между расчетами по участку в целом и сумме эффектов по каждой скважине
При выборе расчетной характеристики вытеснения решается вопрос об определении наиболее точных методов В программе
163
"EOR-Analyst" используется 15 характеристик вытеснения, из которых выбирается три, имеющих максимальный коэффициент корреляции. Эффективность рассчитывается как среднее арифмети-| ческое значение этих трех характеристик.
Точность адаптации характеристики вытеснения в предпрогаозный! период зависит от стадии разработки объекта, выбранных методов! статистической обработки данных и выбора периода адаптации.! Основной принцип построения характеристик вытеснения заключается! в том, что в координатах, предлагаемых авторами, с определенного! момента характеристика представляет собой прямую линию,! экстраполяцию которой можно провести. Момент выхода на прямую! линию зависит в основном от стадии и сложившейся системы! разработки. Практически все характеристики вытеснения могут применяться при обводненности продукции скважин превышающей 50-60%. При более низкой обводненности продукции применение для расчета характеристик вытеснения не обосновано. Поскольку при выводе характеристик вытеснения использовались статистические данные по конкретным месторождениям, существуют рекомендации! по условиям применения той или иной характеристики, и в некоторых I методиках расчета предложено переходить с одной характеристики | вытеснения на другую при увеличении обводненности продукции. В существующей программе такой переход не используется в настоящее I время, однако предполагается работа в этом направлении.
Точки в предпрогнозный период обрабатываются по методу наименьших квадратов. В программе определяются коэффициенты прямой и коэффициент корреляции зависимости из трех последних (предпрогнозных) точек. Затем прибавляется по одной точке, и расчеты повторяются. При достижении коэффициентом корреляции своего максимального значения считается, что характеристика вытеснения описывается уравнением прямой линии.
Однако, выбор модели по коэффициенту корреляции, как показывает практика, может давать существенную ошибку при дальнейшем прогнозировании. Предлагается, для исключения грубых ошибок при прогнозировании, проводить предварительную оценку извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в разработку, экстраполяцией базового варианта по выбранной методике.
Расчет базового варианта при оценке эффективности предполагает прогнозирование на достаточно длительный период времени, поскольку, но нашему мнению, необходимо учитывать все
164
проводимые на участке мероприятия с момента осуществления первого воздействия. Данный подход к расчету - с начала работ на участке - основывается на том, что при проведении мероприятий, связанных с применением различных технологий, изменяющих структуру перового пространства и коллекторские свойства пласта, происходит изменение закона фильтрации в залежи. Оценить эффективность мероприятий по ПНП можно при сравнении с вариантом продолжения разработки при сложившейся системе до начала воздействий. Такой подход отличается от используемого в настоящее время, когда за предпрогнозный период принимается' время перед каждым новым воздействием, т.е. оценивается не эффективность мероприятия по сравнению с вариантом заводнения, а эффективность каждого последующего воздействия по сравнению с предыдущим.
Однако, использование характеристик вытеснения на длительный прогнозный период может приводить к значительным погрешностям определения параметров отборов, особенно при невысокой обводненности продукции в предпрогнозный период. Точность прогноза зависит от периода предыстории, длительности прогноза, точности настройки модели по предыстории. При возрастании периода прогноза увеличивается доверительный интервал прогнозных значений Величина этого интервала зависит также от точности настройки модели по предпрогнозному периоду. Предполагается для определения оценки надежности прогноза и определения критического значения прогнозного периода воспользоваться методами математической статистики.
Как правило, многими авторами для повышения точности расчетов рекомендуется последовательно использовать несколько различных характеристик. Из них выделяется 3-4, наиболее близких по численным значениям прогноза. В некоторых случаях выделение характеристик рекомендуется осуществлять по результатам статистической обработки фактических промысловых данных в период, который предшествует прогнозу. По выбранным характеристикам (не менее трех) с наилучшими статистическими показателями определяется среднеарифметическая величина дополнительной добычи нефти.
Вместе с тем, практика показывает, что такой подход не всегда повышает достоверность прогнозных показателей, а отсюда
165
возрастают ошибки в оценке дополнительной добычи нефти при различных мероприятиях воздействия на пласт.
В методических руководствах по оценке технологической эффективности применения методов повышения нефтеотдачи с применением характеристик вытеснения отсутствует механизм разделения эффекта от нескольких разновременных мероприятий воздействия на пласт. Однако, потребность в таком разделении крайне необходима и требует особого внимания.
Применение метода характеристик по единичный добывающим скважинам, как правило, не рекомендуется. По мнению авторов руководств, следует воздерживаться от количественного определения эффекта от применения методов повышения нефтеотдачи по данным эксплуатации единичных добывающих скважин залежи или опытного участка. Объясняется это авторами руководств целым рядом объективных причин технологического характера. Но, как будет показано ниже, методы с применением математических модатей позволяют с высокой степенью точности осуществлять прогноз добычи нефти базовым методом (при обычном заводнении) по одиночным скважинам, а затем результаты прогноза суммировать по всех скважинам. Точность и достоверность данных, полученных таким методом, может оказаться предпочтительней традиционных (расчета прогноза по залежи в целом).
3.2. ПРОГНОЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
В мире создано множество математических моделей процесса заводнения, позволяющих прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений.
Подавляющее большинство гидродинамических моделей нефтяного пласта базируется на классической теории двухфазной фильтрации, в соответствии с которой под действием градиента давления происходит совместное течение двух фаз: нефти и воды. Принимая обе фазы и пористую среду несжимаемыми, можно получить замкнутую систему дифференциальных уравнений двухфазной фильтрации.
Положим: х, у, г - координаты системы в пределах продуктивного пласта, h(x,y,z) - высота точки над горизонтальной плоскостью.
166
Тогда скорости фильтрации каждой из фаз могут быть представлены
как вектор:
f /„\
А) (3.1)
) (3.2)
/,fc)
Где ин,ив- векторы скорости фильтрации, соответственно нефти и воды; К - локальная проницаемость пористой среды; /в(з), /a(s) -относительные проницаемости для нефти и воды; s -водонасыщенность породы; цн |д.в - вязкость нефти и воды, соответственно; p|t рв- плотность нефти и воды; g - ускорение силы тяжести.
Давление в нефтяной и водяной фазах в каждой точке пористой среды разнятся на величину капиллярного давления:
2o--Cos0 = /*7 J(S* (3.3)
р„ - pB=pK
Где m - пористость; J(s) - безразмерная функция насыщенности, введенная Левереттом (1941).
Данная функция должна быть одна и та же для всех пористых сред, обладающих сходным строением. Типичные кривые зависимости капиллярного давления от насыщенности показаны на рис.3.4, которые получены экспериментальным путем двумя существенно различными методами и заимствованы нами из работы [5]. Кривая 1 получена методом вытеснения воды из гидрофильной пористой среды нефтью или газом при все возрастающем давлении нагнетания, а кривая 2 получена путем
капиллярного впитывания воды
О ь- 0,5
Рис. 3.4 Кривые капиллярного давления
167
в гидрофильную пористую среду, насыщенную несмачивающей жидкостью (нефтью или газом). Вид кривой зависит от того, повышается или снижается в ходе эксперимента насыщенность смачивающей фазы Такое различие кривых вытеснения и пропитки называется гистерезисом кривых капиллярного давления. В силу того, что S -+• SB=1 достаточно знать насыщенность породы какой-либо одной фазой Для того, чтобы получить замкнутую систему уравнений двухфазной фильтрации необходимо уравнения обобщенного закона Дарси (3.1) дополнить соотношением (3.2) для разности давлении в фазах и уравнениями сохранения массы воды и нефти:
(3.5) Система уравнений (3.1) - (3.4) впервые была получена
Рапопортом и Лисом [5] и названа их именем.
Если из системы уравнений Рапопорта-Лиса исключить влияние
капиллярных сил и привести ее к одномерной фильтрации, то
получим решение Баклея - Леверетта (1942).
д'5 д-и« ~ (з.б)
д-t d-t
-=0
д-х
= 0; U(t)=u+u=Const
(3.7)
/*
(3.8)
Из системы уравнений (3.6) - (3.8) легко найти выражение для скорости фильтрации воды:
ив = F(s> lXt> (3.9)
Функция F(s) в соответствии с физическим смыслом названа (следуя Эфросу) функцией распределения потока и может быть выражена следующим образом:
/• 4ч\
(3.10)
168
Граничные условия в задачах Рапопорта - Лиса и Баклея -Яеверетта формулируются по-разному в зависимости от конкретно оставленной задачи и являются теми условиями, которые устанавливают ограничения на связанные области по отношению скорости фильтрации и давления.
Приведенные выше системы дифференциальных уравнений не имеют классического решения, поэтому система уравнений Рапопорта-Лиса может быть решена только численным методом в конечно-разностной форме.
Задача Баклея-Леверетта получила существенное развитие огромным количеством исследователей, но и для нее не найдено классическое решение. Решение системы уравнений (3.6) - (3.10) показывает, что через определенное время после начала фильтрации в некоторых сечениях трубки тока распределение насыщенности неоднозначно (в одном и том же сечении потока несколько значений насыщенности), что физически бессмысленно. Для устранения неоднозначности большинство авторов находят разрывные решения со скачками насыщенности на фронте вытеснения.
Некоторые авторы делали попытку учесть влияние капиллярных сил на фронте вытеснения, где наблюдается максимальный градиент насыщенности. В связи с тем, что задача о двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил существенно более сложная, решается она только для некоторых частных случаев в зоне больших градиентов насыщенности (например, для слоисто-неоднородных или трещиноватых пластов).
Возникающие на фронте вытеснения большие градиенты капиллярного давления приводят к размыванию фронта и поэтому, строго говоря, в этой области образуется не скачок насыщенности, а некоторая переходная зона от начальной до насыщенности на фронте. Размер этой зоны не меняется в процессе движения по пласту. Поэтому названа она стабилизированной зоной, распределение насыщенности в которой исследовалось многими авторами [5].
Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что в реальных пластах относительная длина стабилизированной зоны столь мала, что влиянием ее на нефтеотдачу можно пренебречь. Учитывать влияние этого параметра следует только в лабораторных экспериментах.
169
Как было отмечено выше, многие гидродинамические модели нефтяного пласта основаны на использовании вышеприведенных систем дифференциальных уравнений. Однако в виду сложности при их решении большинство авторов существенно упрощает задачу. В некоторых математических моделях авторы стремились учесть все многообразие факторов, влияющих на процесс разработки неоднородного пласта.
Каждая из существующих моделей обладает своими достоинствами и недостатками: точные математические модели используют сложный математический аппарат и не всегда применимы для инженерных расчетов, так как требуют исходных данных на практике, как правило, недостающих или недостоверных. Процессы, происходящие в пласте при вытеснении нефти водой, очень сложны. На них оказывает влияние множество факторов, которые зачастую невозможно определить. Объем информации о геологическом строении пласта ограничен и не всегда достоверен. В этих условиях даже самые точные модели, учитывающие все факторы, влияющие на разработку месторождения, могут оказаться непригодными для достоверного прогноза промысловых показателей и описания процессов нефтевытеснения.
Другие модели, пригодные для инженерных расчетов, упрощены до такой степени, что прогнозные показатели неадекватно отражают реальную картину разработки месторождений.
В связи с вышесказанным математические модели должны отвечать определенным требованиям:
1. Модели должны учитывать все особенности геологического строения нефтяного пласта, влияющие на прогнозные показатели. Учитывать свойства насыщающих пласт жидкостей и вытесняющих агентов, а также изменение их свойств во времени.
2. Результаты расчетов должны с достаточной точностью описывать
процессы, происходящие в пласте с тем, чтобы не искажать фактические показатели разработки, а рассчитывать их с минимальной погрешностью.
3. Использовать в качестве исходных данных только доступную геолого-промысловую информацию или обладать возможностью корректировки ее путем самообучения (адаптации по данным истории разработки месторождения). Данное условие не
170
противоречит требованию по п. 1, так как некоторые свойства пласта могут входить в расчетные уравнения в неявном виде. д. Осуществлять ввод исходных данных и последующий расчет показателей разработки в автоматизированном режиме на всех стадиях проектирования.
5. Модель не должна задалживать значительный объем машинного времени в процессе счета, так как в большинстве случаев требуется проводить многовариантные расчеты с изменением исходной информации и этапов проектирования. Математические модели, удовлетворяющие перечисленным требованиям, успешно используются при проектировании разработки нефтяных месторождений и прогнозировании технологических показателей разработки.
Достоверность расчетных показателей может быть определена путем сравнения их с фактическими промысловыми данными по месторождениям, находящимся в разработке длительное время. Точность совпадения во многом зависит от достоверности исходных данных, заложенных в расчетную модель. Но не всегда мы располагаем всей полнотой исходной информации.
В тех случаях, когда основные параметры пласта неизвестны или неточны, прибегают к искусственному приему: подбору (уточнению) недостающих данных по фактическим показателям разработки в предпрогнозный период.
Известны способы автоматической корректировки отдельных параметров математической модели ("настройки") путем сравнения расчетных показателей с фактическими. Большой вклад в создание методики и программы автоматизированной адаптации математической модели внес Ковалев B.C. [23-30].
В основу адаптационной модели легла расчетная схема, подробно описанная в работе [21] и многих других работах сотрудников института "Гипровостокнефть" [23-30].
Математическая адаптационная модель института "Гипровостокнефти" является не единственной. Например, в работе [77] проведены расчеты с применением двухмерной двухфазной математической модели, которая была создана Индельманом П.В. и Кацем P.M. и опубликована в 1982 г. [13,14].
Настройка математической модели путем вариации значений недостающих параметров, обеспечивающих совпадение фактических и расчетных величин добычи нефти, осуществлялась вручную.
171
Однако эта модель может быть использована только в работах исследовательского характера. Широко применить ее на практике для конкретного проектирования с учетом необходимости проведения многовариантных расчетов практически невозможно, так как она требует таких исходных данных, которые в большинстве случаев отсутствуют и получить их не представляется возможным. Мало того, затраты машинного времени непомерно велики.
Недостатки подобного рода математических моделей делают их совершенно непригодными в тех случаях, когда необходимо сделать оценку эффективности применения методов повышения нефтеотдачи или прогнозирования технологических показателей по множеству скважин, участков, залежей нефти.
Таким образом, краткий анализ методик прогноза показателей разработки нефтяных месторождений и оценки технологической эффективности методов воздействия на продуктивные нефтяные пласты, убеждает в необходимости создания надежных, с достаточной для практике точностью прогнозирующих показатели разработки.
Метод характеристик вытеснения не обеспечивает необходимую надежность и определенность прогноза, поэтому желательно, чтобы этот метод в ближайшее время был заменен на более современный, научно обоснованный метод. Пока можно ориентироваться только на методики, базирующиеся на использовании математических моделей.
3.2.1. МОДЕЛЬ ИНСТИТУТА ТИПРОВОСТОКНЕФТЬ"
Методика института "Гипровостокнефть" основана на использовании одномерной слоисто-вероятностной двухфазной математической модели пласта, апробированной при прогнозе технологических показателей разработки на месторождениях Урало-Поволжья. Математическая модель пласта и методика расчета технологических показателей разработки позволяет учитывать следующие факторы: комплексную неоднородность коллекторских свойств пласта по проницаемости, пористости, начальной нефтенасыщенности, различие вязкостен и фазовой проницаемости нефти и воды, характер вытеснения (поршневой или непоршневой) нефти водой, наличие водонефтяиых зон, технологические параметры системы разработки.
Модель нефтяного пласта представляет собой совокупность изолированных трубок тока, характеризующихся различными фильтрационными свойствами. Каждая трубка тока из этой совокупности состоит из некоторого количества разнопроницаемых 172
элементов пласта. Эффективная проницаемость такой трубки тока определяется как средняя гармоническая величина составляющих
элементов.
Неоднородность пласта учитывается с помощью функции распределения проницаемости. Принимается поршневой характер вытеснения нефти водой вдоль каждой трубки тока. В результате расчетов получают зависимость нефтеотдачи (охвата пласта) от безразмерного времени t. В связи с этим, для перехода от безразмерных параметров к размерным (добыча нефти, жидкости) необходимо знать балансовые или активные запасы нефти.
В программе учитывается влияние начальных водонефтяных зон введением аппроксимации поверхности ВНК. Аппроксимирующий участок представляется полным спектром трубок тока, неоднородных по проницаемости и другим фильтрационным параметрам, и принимается одинаковым для всех ступенек.
Прерывистость пласта учитывается в модели путем введения коэффициентов, изменяющих эффективную проницаемость (коэффициент воздействия) и объем дренирования пласта (коэффициент дренирования). Различие вязкостей нефти и воды, а также их изменчивость по площади в слоистой модели учитывается в гидродинамических расчетах при прослеживании продвижения водонефтяного контакта по каждой трубке тока.
Характер вытеснения нефти водой (поршневой или непоршневой) учитывается в расчетах путем аппроксимации функции Баклея-Леверетта для различных кривых фазовых проницаемостей и дальнейшим прослеживанием изменения фильтрационных параметров, нефте- и водонасышенности по каждой трубке тока с последующим суммированием показателей по всей совокупности трубок тока.
Геометрия потоков жидкости в систему скважин в математической модели учитывается введением некоторой эквивалентной криволинейной галереи. Эта галерея строится на основе карт фильтрационных потоков однородной жидкости для конкретных областей фильтрации, схем расположения скважин и граничных условий на них. Для большинства применяемых в настоящее время регулярных систем разработки при расчетах процесса заводнения однородного и слоисто-неоднородного пласта используется стандартный спектр распределения длин трубок тока В многорядных системах заводнения расчет проводится для каждого ряда скважин.
173
Точность прогноза динамики показателей разработки зависит не только от правильности выбора математической модели за лежи, но также и от схематизации залежи. В программе института "Гипровостокнефть" предусмотрены следующие способы схематизации:
• залежь рассматривается в виде набора расчетных элементов (участков), позволяющих описать характер процесса фильтрации жидкости в пласте;
• при прогнозе она рассматривается в виде одного расчетного участка (элемента);
• при прогнозе производятся расчеты по каждой из скважин с последующим суммированием показателей в целом по залежи.
Однако, использование этой программы дает возможность получить количественные показатели разработки без качественного представления результатов предлагаемых вариантов разработки залежей и учета мероприятий по каждой конкретной скважине.
Математическая модель института "Гипровостокнефть" успешно используется на протяжении многих лет при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений. Поэтому на ее основе была создана программа автоматического подбора параметров пласта по истории разработки залежи нефти (адаптационная модель).[23-30]
Оценка надежности прогноза разработки нефтяных месторождений с использованием адаптационной математической модели осуществлена авторами указанных работ путем сравнения результатов расчетов с фактическими показателями по месторождениям, находящимся на конечной стадии разработки.
В процессе адаптации параметры математической модели автоматически подбирались таким образом, чтобы добиться удовлетворительного совпадения расчетной и фактической динамики показателей за прошедший период разработки (предпрогнозный период). Далее осуществлялся расчет прогноза, который сравнивался с фактическими данными по длительно разрабатываемым месторождениям.
В связи с тем, что на динамику показателей разработки наибольшее влияние оказывают такие параметры, как степень неоднородности пласта и отношение подвижностей нефти и воды, уточнение модели осуществляется, в основном, по этим параметрам.
Задача адаптации математической модели сводится к ~, ому, чтобы подобрать такие значения указанных параметров, которые
174
обеспечили бы минимальные расхождения между фактическими и расчетными значениями коэффициента охвата и содержания нефти (обводненности) в добываемой продукции.
Б качестве критерия минимизации погрешности адаптации принят так называемый "коэффициент аппроксимации", который определяет относительную ошибку расчетных показателей по сравнению с фактическими в предпрогнозный период. При этом сравнение осуществляется по N-му количеству точек. Относительная погрешность рассчитывается как среднеарифметическое значение по всем или части произвольно выбранным точкам.
Большой интерес представляют работы Ковалева B.C. [23,24] по анализу результатов, проведенных расчетов прогноза показателей разработки нефтяных залежей и сопоставление их с фактическими промысловыми данными.
В этих работах гидродинамические расчеты были выполнены с применением одномерной математической модели с адаптацией в автоматизированном режиме по отдельным участкам, а также по залежи в целом. Расчеты же по отдельным скважинам рекомендуется в этих работах выполнять с помощью двухмерных математических моделей, которые требуют значительных затрат машинного времени и могут осуществляться авторами этих программ только с ручной адаптацией.
Вместе с тем, последующие исследования показали, что применение одномерной слоисто-неоднородной модели пласта с автоматизированной адаптацией может обеспечить точность прогнозирования по отдельным скважинам не меньшую, чем при использовании двумерной математической модели с ручной адаптацией
С целью проверки надежности и точности предложенной адаптационной модели, авторами указанных работ были проведены расчеты прогнозных показателей разработки по нескольким месторождениям Куйбышевской и Оренбургской областей, длительное время находящихся в эксплуатации.
Расчеты осуществлялись по залежам в целом, по отдельным участкам и индивидуально по скважинам. Расчетные значения накопленной добычи нефти по участкам и скважинам затем суммировались и сравнивались с результатами, полученными по залежи в целом.
175
Активные запасы по каждой отдельно взятой скважине или участку принимались в доле от общих активных запасов залежи, пропорциональной отбору жидкости этой скважиной (участком) от общего отбора жидкости из залежи.
В связи с тем, что для выполнения расчетов только по одной скважине затрачивалось от 10 минут до 2-х часов машинного времени на ЭВМ ЕС-1055, анализ результатов расчетов по отдельным скважинам, двум участкам и залежи в целом, был проведен только по пласту Б2 Губинского месторождения.
В работе [23] сказано: "Залежь разрабатывалась 15 добывающими скважинами на естественном упруговодонапориом режиме с активным напором пластовой воды с северного и южного крыльев. Разработка залежи закончена в 1968 г. Период разработки с 1944 по 1949 гг. (период был выбран из расчета: не менее 4 лет работы каждой скважины) использовался для адаптации модели, период с 1950 по 1968 г.г.- для оценки точности прогнозирования путем сопоставления прогнозной динамики с фактической. Воспроизведение истории разработки осуществлялось в режиме заданных отборов жидкости.
И далее, на основе анализа результатов расчетов в этой работе делается вывод: "...наибольшая точность прогноза обеспечивается при выполнении расчетов по скважинам: погрешность определения извлекаемых запасов нефти составляет 1,2%, при схематизации залежи в виде двух расчетных участков - 4,2%, в виде одного расчетного участка - 14,7%. При выполнении прогноза в более поздней стадии погрешность при всех трех способах схематизации уменьшается, однако и в поздней стадии целесообразно проводить расчеты по скважинам".
Проведены также расчеты по скважинам юго-восточного купола пласта А4 Медведевского месторождения с использованием автоматизированной одномерной адаптационной модели и двухмерной модели с ручной адаптацией. Этими расчетами авторы стремились показать, что одномерная модель позволяет получить результаты расчетов с более высокой точностью, чем двухмерная с ручным способом адаптации.
Некоторые выводы и рекомендации, полученные авторами рассматриваемой модели, далеко не бесспорны и требуют дополнительной проверки и подтверждения на основе анализа расчетных показателей адаптационных моделей.
176
Одним из существенных недостатков предложенной адаптационной модели является необходимость затраты очень большого объема машинного времени. Поэтому при необходимости проведения расчетов по крупным месторождениям с большим количеством скважин, авторами предлагается проводить расчеты по группам скважин с выделением высокодебитных. Остальные скважины заменять одним или несколькими расчетными участками, что позволит (по мнению авторов) сократить время расчетов в несколько раз.
Не менее значительным недостатком методологии института " Гипровостокнефть", можно считать отсутствие критериев выделения группы участков прогноза, что чрезвычайно важно при проведении опытных работ по воздействию на ограниченную часть залежи различными методами интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.
Следует также подчеркнуть, что методика "Гипровостокнефть" пригодна только для процесса вытеснения нефти водой и не может быть использована для более сложных случаев применения различных методов ПНП (в том числе и физико-химических).
3.2.2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ECLIPSE 100
Современным методом расчета технологических показателей разработки и мониторинга процессов разработки при заводнении является создание постоянно действующих многомерных математических моделей залежей нефти и газа. Моделирование продуктивных пластов при проектировании разработки залежей нефти нами осуществлялось (наряду с расчетами по одномерной методике фильтрации жидкости) и с помощью программы ECLIPSE 100 - полностью неявной трехфазной трехмерной модели нелетучей нефти. Эта программа используется нефтяными компаниями всего мира при моделировании нефтяных и газовых месторождений для оптимизации их разработки.
При гидродинамических расчетах с помощью программы трехмерной трехфазной фильтрации флюидов ECLIPSE 100 осуществляется моделирование потоков флюидов в объеме коллектора. Основные уравнения потока жидкости выражаются в форме уравнений в частных производных для каждой из имеющихся фаз. Эти уравнения в частных производных получены на основании обычных уравнений, описывающих поведение флюида в коллекторе,
177
таких как уравнение неразрывности потока, закон фильтрации и уравнение состояния. Уравнение неразрывности потока выражает закон сохранения массы. Законом фильтрации для коллекторов служит закон Дарси.
Таким образом, в основе данной программы лежит решение Рапопорта-Лиса, описанное выше. Вместе с тем, задача несколько усложнена учетом сжимаемости породы и флюидов, насыщающих пласт. Кроме того, при высоких скоростях потока, как например, в газовых продуктивных пластах, уравнения, выражающие закон Дарси, корректируются включением членов, описывающих турбулентность. Уравнение состояния описывает соотношение между давлением и объемом или между давлением и плотностью для различных имеющихся в наличии флюидов. Для каждой фазы эти три уравнения объединяются в одно дифференциальное уравнение в частных производных. Затем эти дифференциальные уравнения в частных производных записываются в форме уравнений в конечных разностях, в которых объем коллектора рассматривается как пронумерованная совокупность блоков, а период добычи разбивается на несколько временных этапов.
При решении уравнений фильтрации используются два метода (по выбору). По умолчанию используется полностью неявный метод решения, обеспечивающий устойчивость вычислений при больших временных шагах. При использовании этого метода обеспечивается заданная точность решения нелинейных уравнений, и погрешность материального баланса сохраняется пренебрежительно малой. Для решения нелинейных уравнений используется метод итераций Ньютона, при этом матрица фильтрационных коэффициентов разложима по всем переменным, что обеспечивает квадратичную (высокую) скорость сходимости. При решении сильно нелинейных задач используются различные методы ускорения сходимости. Система линейных уравнений на каждой ньютоновской итерации решается методом Nested Factorisation с ускорением за счет применения метода Orthomin.
Полностью неявные методы широко используются для небольших задач о конусообразовании. В этом случае в течение одного временного шага через ячейку малого размера вблизи ствола скважины протекают большие объемы флюидов. В подобных ситуациях метод IMPES и полунеявные методы становятся неэффективными из-за необходимости сокращения временных шагов
178
до неприемлемо малых величин. При использовании полностью неявных методов образующиеся линейные уравнения оказываются
связанными, вследствие чего они могут быть эффективно решены только методами совместного решения, а не последовательными методами. Для небольших задач подобного рода могут быть применены прямые методы, например, метод исключений Гаусса с упорядочиванием Dr Итерационные методы, используемые для решения больших задач, например, строго неявный метод и метод линейной верхней релаксации в данной ситуации часто не дают сходимости. Таким образом, большинство математических моделей не могут использовать полностью неявные схемы для решения больших задач. Метод Nested Factorisation, применяемый в ECLIPSE, позволяет эффективно и надежно решать задачи с большим числом узлов.
Несмотря на то, что полностью неявный метод является стандартной процедурой, использованной в ECLIPSE, иногда применение метода IMPES (неявный учет давления, явный учет насыщенности) оказывается более предпочтительным. В ECLIPSE имеется возможность использовать IMPES, который является потенциально неустойчивым методом. Использование его целесообразно для регулярных сеток, не содержащих ячеек очень малых размеров, выбирая небольшие шаги по времени, например, в задачах по воспроизведению истории. ECLIPSE позволяет использовать IMPES и полностью неявный метод на различных временных шагах в течение одного расчета.
При схематизации пластов при трехмерном моделировании используются наборы сеток с площадным распределением неоднородности дифференцированной толщины и структурной привязкой. В обычных сетках каждая ячейка имеет лишь одну соседнюю в каждом направлении ( пару вдоль каждой координатной оси). Таким образом, каждая ячейка может иметь до четырех соседних в двухмерном случае и до шести в трехмерном, причем, течение флюидов происходит между соседними ячейками. В ECLIPSE предусмотрена возможность назначать взаимосвязь пары не соседних ячеек, между которыми существует непосредственное гидродинамическое взаимодействие. Соединение не соседних ячеек используется для:
• завершения кольца ячеек при трехмерном моделировании в радиальных цилиндрических координатах;
• моделирования перетоков между различными слоями через плоскость сброса;
179
• локального измельчения сетки в районе скважины, позволяющего также использовать ячейки конической формы в рамках декартовой системы координат.
Сетка располагается с учетом направления возможных потоков флюидов таким образом, чтобы скважины размещались в центре ячеек, а между скважинами была хотя бы одна пустая ячейка.
С помощью используемой программы можно точно моделировать особенности геологического строения пласта, учитывая даже наклонные сбросы и возможности перетоков в них. В модели осуществляется трехмерное моделирование процесса сегрегации флюидов и учет эффектов гистерезиса, проявляющегося в случаях, когда нефть вторгается в водо- или газонасыщенную зоны и остается в них в своих критических значениях. При моделировании трещиноватых и пористо-трещиноватых пород существует возможность учета процессов фильтрации только по трещинам, или при наличии массообмена между матрицей и трещиной, или при учете перетоков и между соседними матрицами. При этом учитывается гравитационная пропитка и молекулярная диффузия между матрицами и трещинами.
Описание коллекторских свойств пласта включает в себя, кроме учета площадной неоднородности и изменчивости свойств коллектора по сечению, направленные относительные проницаемости для отдельных областей пласта и в целом по залежи, сжимаемость пород, т.е. разрушение поровых каналов при изменении давления, причем процесс может быть обратимым, необратимым и с гистерезисом. Для каждой точки пласта могут быть определены данные по насыщенности для каждого типа породы.
Задание физико-химических свойств флюидов учитывает изменение этих свойств от давления и влияние межфлюидных контактов.
После построения математической модели пласта и настройки ее параметров по данным истории разработки по каждой скважине появляется возможность для управления работой отдельных скважин. Скважины на площади размещаются с учетом их истинного расположения и уровней ВНК, вскрытие Б модели пласта соответствует интервалам перфорации каждой скважины. На добывающих скважинах могут задаваться отборы нефти, воды, газа, жидкости, скорость истощения пласта, давление на забое или на устье. При моделировании задается на скважине значение одного
180
из перечисленных параметров и пределы изменения для остальных. Скважина будет работать в заданном режиме до тех пор, пока ограничения не нарушены. При нарушении режим работы скважины автоматически меняется для обеспечения ее эксплуатации в рамках заданных ограничений. Для учета регулярных простоев скважин используются коэффициенты эксплуатации. Нагнетательные скважины имеют аналогичный набор задаваемых режимов работы.
На добывающих скважинах возможен учет и других ограничений. Так, например, добывающая скважина может быть автоматически остановлена или ее интервал вскрытия может быть изменен, если дебит нефти или газа падает ниже предела экономичности. Если обводненность продукции, газонефтяное и водогазовое отношения превышают установленные пределы, то скважина отключается или останавливается на ремонт. Скорость проведения ремонта может быть ограничена числом буровых установок, имеющихся в наличии. Отключения отдельных скважин могут служить сигналами для прекращения расчета или автоматического введения в эксплуатацию других скважин. Временно отключенные скважины периодически проверяются по условию их экономичного функционирования.
В используемой программе существует возможность задания всех вышеперечисленных ограничений и управления добычей группы скважин и всего месторождения. Программа позволяет учитывать перетоки в скважинах, работающих на любых режимах, включая остановленные скважины с открытыми интервалами перфорации.
Кроме того, возможно проводить моделирование горизонтальных и наклонных скважин. Эта возможность имеет большое практическое значение при моделировании трехмерных задач о конусообразовании в радиальных цилиндрических координатах.
Таким образом, использование трехмерных трехфазных математических моделей при расчетах технологических показателей разработки, при контроле за разработкой, выработкой запасов углеводородов и продвижении контура ВНК, оценке влияния интенсивности работы нагнетательных и добывающих скважин позволяет проводить как долговременный, так и оперативный прогноз при мониторинге разработки нефтяных и газовых залежей.
Недостатком данной программы (так же как и методики "Гипровостокнефть") является то обстоятельство, что она не позволяет осуществлять расчет в случае применения новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.
181
3.3 МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ И ПОДХОДЫ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Опытно-промышленные испытания или широкомасштабное применение методов увеличения нефтеотдачи в обязательном порядке должны осуществляться в соответствии с проектными документами.
В зависимости от масштаба планируемых мероприятий и стадии разработки нефтяного месторождения должен быть составлен один из следующих проектных документов:
• проект разработки нефтяного месторождения с применением МУН;
• технологическая схема или дополнение к существующей технологической схеме, в которой должно быть предусмотрено применение МУН в целом на всем месторождении или на отдельных его участках;
• регламент или программа проведения опытно-промышленных работ.
Проектные документы должны быть составлены с учетом рекомендаций и положений, изложенных в регламентах и методических руководствах [64 - 66].
Расчет проектных показателей разработки месторождения (залежи, участка) с применением МУН должен осуществляться с использованием математической модели, достаточно точно описывающей процессы, происходящие в пласте при реализации рекомендованного метода.
Математическая модель должна пройти стадию практического применения при составлении проектных документов, а также при анализе разработки месторождений в процессе проведения работ по осуществлению запланированных мероприятий.
В случае, если при реализации метода на промысле выполняются все положения и рекомендации проектного документа, то расчетные показатели разработки должны с достаточной степенью точности совпадать с фактическими показателями. Это требование является обязательным условием возможности использования математической модели и наиболее важным критерием оценки ее пригодности.
В связи с этим в данной главе кратко рассмотрены некоторые математические модели, позволяющие рассчитать показатели
182
разработки с применением различных методов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи, :
3.3.1. МЕТОДИКА БАШНИПИНЕФТЬ (ЛЕВИ Б.И.)
На протяжении длительного периода времени в институте БашНИПИнефть Леви Б.И. разрабатывались и совершенствовались методы математического моделирования, которые используются для исследования механизма нефтеотдачи различных технологических процессов добычи нефти. Основные принципы математического моделирования физико-химического воздействия на пласт (в том числе и полимерного заводнения) нефтяных месторождений достаточно подробно описаны в работах [44,46].
Методика расчетов показателей заводнения нефтяного месторождения основана на численном решении в конечно-разностной форме дифференциальных уравнений двухфазной фильтрации (представленных в п.п 3.2 настоящей работы) и модели слоисто-неоднородного пласта, допускающей перетоки жидкости между пропластками под действием гидродинамических, капиллярных и гравитационных сил. Пропластки могут иметь различную толщину и проницаемость. Приближенно учитывается третье измерение -ширина потока (в данном случае ширина элемента симметрии обращенной семиточечной системы разработки), которая считается функцией расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.
Определенный интерес представляет задача полимерного воздействия на пласт. При расчетах полимерного заводнения учитываются следующие факторы:
• реология полимерных растворов (фактор сопротивления);
• реология воды, закачиваемой после раствора ПАА (остаточный фактор сопротивления);
• снижение остаточной нефтенасыщенности;
• сорбция и частичная десорбция полимера.
Для решения этой задачи, к обобщенному закону Дарси и уравнениям сохранения массы нефти и воды (неразрывности потока), плоское двухмерное фильтрационное течение полимерного раствора должно быть дополнено следующей системой уравнений:
!_(/,?!) + |_(tffL)-(, (зло
дх ах ду ду
183
—)+-^-(ПР —) . .(3.12)
dsc да д , ner, дР д . „-„ дР ~" т -----+----= ---(77FC ----) + —(ПРС ----) (3 13)
dt dt дх дх ду ду
где n=K[f,fs)lv+fe(s)l\Lj;
К - абсолютная проницаемость;
С- концентрация полимера в растворе;
а - количество сорбированного полимера;
^(s) - функция распределения потока (обобщенная функция Баклей-Л еверетта).
Остальные обозначения - в п.п 3.2.
Составленная для ЭВМ программа позволяет проводить расчеты как с заданными забойными давлениями (распределенными по толщине пласта согласно гидростатическому закону), так и с заданным расходом и отбором, как для случая гидродинамически контактирующих, так и гидродинамически разобщенных пропластков, слагающих пласт.
Численное интегрирование системы уравнений (3.11) - (3.13) основывается на алгоритме раздельного счета давления, насыщенности и концентрации полимера на каждом временном шаге. Уравнения (3.11) и (3.12) аппроксимируются конечно-разностными соотношениями на обычной прямоугольной эйлеровой сетке. Уравнение (3.13), описывающее перенос полимера по пласту, решается методом "частиц в ячейке". Методы численного решения уравнений (3.11) и (3.12) известны и подробно изложены в специальной литературе по численному решению дифференциальных уравнений. Укажем лишь, что уравнение для давления аппроксимируется на стандартном пятиточечном шаблоне, а для расчета насыщенности применяется схема "уголок" или известная схема Колгана.
Сущность применения "частиц в ячейке" для расчета движения полимерного раствора предполагает наличие полимера в ячейке, которое связывается с присутствием в ней частиц, каждой из которой приписывается определенная концентрация реагента.
Перенос частиц по пласту, рассчитываемый после нахождения давления и насыщенности на новом временном шаге, осуществляется при полностью обратимой сорбции, подчиняющейся линейному закону Генри:
184
. _
w%.<*+i/) (ЗЛ4)
4 //7Г
где да - скорость переноса полимера по пласту (скорость продвижения оторочки полимера).
При нелинейной изотерме Лангмюра, или при необратимой сорбции скорость переноса полимера предлагается представить в виде:
-^ (3.15)
т- s
Подобное представление скорости переноса (продвижения) по
пласту полимера явно ошибочно. Динамика сорбции достаточно глубоко исследована и представлена в многочисленных работах, в которых, в частности, дается соотношение между скоростями продвижения полимера и фильтрации.
Установленные классические закономерности и решения продвижения сорбируемого вещества в пористой среде существенно отличаются от описанных выше. Это не единственное ошибочное представление при решении задачи моделирования физико-химического воздействия на пласт.
В рассматриваемой модели при численном решении дифференциальных уравнений двухфазной фильтрации нефти и воды отсутствует скачок насыщенности на фронте вытеснения. Распределение насыщенности в соответствии с решением Леви Б.И. происходит непрерывно, достаточно плавно. А это противоречит классическому решению Баклея-Леверетта и физической сущности процесса.
Указанные недочеты математической модели Леви Б.И. приводят к ошибочным выводам. Иногда эти ошибки носят принципиальный характер, о чем будет сказано ниже.
С целью иллюстрации возможностей данной модели приведены результаты исследований влияния ряда параметров (в частности анизотропия пласта по проницаемости) на нефтеотдачу.
Для изучения влияния анизотропии и неоднородности нефтяного пласта по проницаемости на эффективность полимерного заводнения проведены расчеты применительно к слоисто-неоднородному пласту гипотетической залежи.
При вычислениях использовалась двухмерная модель процесса вытеснения нефти оторочками растворов полимеров [18].
185
Она учитывает зависимость относительных фазовых проницаемостеи от концентрации полимера, влияние проницаемости на реологические свойства раствора, а также адсорбцию и частичную десорбцию полимера
Было принято, что пласт разбурен по пятиточечной системе размещения скважин Средняя нефтенасыщенная толщина -4 м, а проницаемость равна 0,5 мкм3; пористость - 0,2; начальная и остаточная нефтенасыщенности - 0,9 и 0,26; вязкости нефти и воды -20 и I спз; их плотности 890 и 1000 кг/м3.
Неоднородность пласта по проницаемости моделировалась заданием пяти пропластков с проницаемостями, распределение которых подчинялось логарифмически нормальному закону. При коэффициенте вариации К%=1 проницаемости пропластков задавались равными 0,01; 0,62; 0,34; 1,39 и 0,14 мкм2 Использовались относительные фазовые проницаемости, полученные В.М.Березиным для Арланских песчаников.
Наряду с обычным заводнением рассматривалась закачка 30%-ной оторочки 0,05%-го раствора полиакриламида с молекулярной массой 3,4 106, реологические свойства которого изучены в "Гипровостокнефти", Адсорбция полимера при концентрации закачиваемого раствора принималась равной 0,25 кг/м3 порового объема. Десорбция составляла 25% от количества адсорбированного полимера.
Коэффициент анизотропии (Х=Кг/Кч ), где Кг и Кх значения абсолютной проницаемости по толщине и простиранию пласта, соответственно варьировался от нуля (пласт, состоящий из изолированных пропластков) до единицы (изотропный пласт).
На основе проведенных расчетов авторы делают вывод о том, что эффективность полимерного заводнения существенно зависит от анизотропии пласта. При этом в изотропном пласте эффект от закачки полимера проявляется раньше и выражен более сильно. Так, для пласта с коэффициентом вариации К^=1 при Х=0 конечная нефтеотдача на 9% от начальных балансовых запасов ниже, чем при Х=1. При этом влияние анизотропии особенно сильно при значениях Х<0,5. При Х=1 нефтеотдача по сравнению с обычным заводнением повысилась на 11%, в то время как при Х=0 только на 5%. Более высокая эффективность при Х=1 проявилась также в сокращении объема отбираемой за весь срок разработки жидкости примерно в 1,4 раза.
186
Аналогичные расчеты, проведенные для других значений коэффициента вариации проницаемостей слоисто-неоднородного пласта, показали, что с уменьшением Кг влияние анизотропии пласта на величину дополнительно добытой нефти возрастает.
Так, при Ку-0, т.е. в однородном пласте дополнительная нефтеотдача на момент 98%-ой обводненности при X =1 составила 7,5%, а при А. = 0 всего 1,5%. К тому же закачка полимера позволила сократить по сравнению с обычным заводнением объёмы отбора жидкости в 2,2 и 1,7 раз соответственно.
Здесь следует отметить: трудно представить себе однородный по проницаемости пласт с предельной анизотропией. Такое возможно только в некой гипотетической математической модели, но не в натурных условиях.
Расчеты, проведенные при различных значениях вязкости нефти, показали, что с увеличением этого параметра дополнительная нефтеотдача при Kv=I в сильно анизотропном пласте уменьшается, а в изотропном увеличивается. Так, согласно расчетам, при вязкости нефти 40 мПа с и сохранении прежних значений всех остальных параметров прирост нефтеотдачи на конец разработки составляет 4% и 6,5% соответственно. Данные выводы противоречат многочисленным экспериментам при физическом моделировании полимерного заводнения на неоднородных моделях пласта и результатам промысловых испытаний данного метода. В подавляющем большинстве случаев с увеличением вязкости нефти (при прочих равных условиях) эффективность полимерного воздействия возрастает.
Таким образом, выполненные в БашНИПИнефть расчеты и сделанные на их основе выводы свидетельствуют, что анизотропия пласта по проницаемости оказывает довольно существенное влияние на эффективность полимерного заводнения. С уменьшением коэффициента вариации проницаемости в сильно анизотропных пластах эффективность полимерного заводнения возрастает, а в изотропных пластах снижается, В этом случае эффект от закачки воды с добавками полимера проявляется (по мнению авторов) в том, что предельная обводненность достигается при значительно меньшем объеме прокачки, чем при обычном заводнении. Влияние анизотропии усиливается также с возрастанием вязкости пластовой нефти.
Выводы, сделанные на основании проведенных расчетов, далеко не бесспорны и некоторые из них противоречат результатам физичес-
187
кого моделирования, опыту разработки нефтяных месторождений с
применением загустителей и многовариантным расчетам с использованием других математических моделей.
Многочисленными исследованиями показано, что закачку раствора полимера можно рассматривать как мероприятие, выравнивающее неоднородность пласта, так как полимер проникает, в основном, в высокопроницаемые зоны пласта, снижая их проницаемость Кроме того, загущенная полимерами вода уменьшает отношение подвижностей нефти и воды, что также приводит к повышению эффективности метода.
В подавляющем большинстве случаев с увеличением степени неоднородности пласта по проницаемости прирост нефтеотдачи возрастает в результате закачки оторочки полимера. Противоположный результат возможен при реализации в пласте низких значений остаточного фактора сопротивлений Так, в работе Кисиленко Б.Е. [19] на основании экспериментов, проведенных на плоских линейных моделях пласта, делается вывод о том, что при вытеснении высоковязких нефтей раствором полиакриламида относительный прирост нефтеотдачи в макрооднородных пластах оказывается более значительным, чем в неоднородных. Это объясняется автором это тем, что закачиваемая оторочка загустителя внедряется, в основном, в высоко-проницаемые зоны пласта, ликвидируя вязкостное языкообразование. Малопроницаемые пропластки оказываются не охваченными раствором полимера, поэтому в них развивается вязкостная неустойчивость так же, как и при обычном заводнении. В макрооднородных моделях пласта языкообразование гасится во всем объеме, следовательно, прирост конечной нефтеотдачи от закачки оторочки загущенной воды, по мнению автора, в последнем случае выше, чем в первом.
В принципе, механизм действия вязкой оторочки представлен верно, но выводы, сделанные на основании анализа экспериментальных данных, справедливы только для частных случаев и условий, близких к модельным условиям в опытах Кисиленко Б.Е., а именно - для пластов, в которых отсутствует остаточный фактор сопротивления.
Аналогично влияние и вязкости нефти на прирост нефтеотдачи при полимерном заводнении" с увеличением вязкости нефти эффективность от закачки оторочки полимера возрастает. Вязкость пластовой нефти и неоднородность коллектора по проницаемости тесно взаимосвязаны и оказывают существенное влияние на
1SS
эффективность применения загущенной полимерами воды. Применение полимеров для сильно неоднородных пластов, насыщенных маловязкой нефтью, может оказаться не менее рентабельным, чем при вытеснении из аналогичных пластов высоковязких нефтей (30 и более мПа-с).
3.3.2. МЕТОДИКА ВНИИ
В данном разделе представлена разработанная Токаревой Н.А. и Цынковой О Э. [83,84] математическая модель заводнения с применением композиций химических реагентов, добавляемых к нагнетаемой в пласт воде и способные менять гидродинамические характеристики пластовых флюидов. Мы рассмотрим, как частный случай, решение задачи полимерного заводнения. Данное решение может быть распространено и на другие случаи физико-химического воздействия на пласт.
За основу модели принимаются уравнения одномерной фильтрации двухфазной несжимаемой жидкости, уравнения сохранения полимерного вещества с учетом кинетики сорбционного процесса. Процесс адсорбции предполагается равновесным. Связь адсорбции с концентрацией задана изотермой Генри.
Неньютоновский характер течения раствора полимера (а также воды, следующей за оторочкой) учитывается путем введения зависимости коэффициента подвижности от градиента давления.
Пласт предполагается слоисто-неоднородным, составленным из пропластков различной мощности и проницаемости. Перетоки между слоями отсутствуют.
Приняты следующие допущения: фильтрация изотермичная, жидкости и порода несжимаемы, влияние капиллярных, гравитационных сил и диффузии не учитывается-
Система уравнений совместной фильтрации нефти и раствора полимера в одном прослое записывается в виде:
dt дх +
dl дх
В данной системе уравнений все обозначения общепринятые (см.
п.п 3.2 настоящей работы)
189
г _*я. /г -д'.
*Д —' Э * ., — 1
ЛФ Ф
д р
Система уравнений (3.16.) решается численным методом. В данном случае используется явная по насыщенности и концентрациям и неявная по давлениям разностная схема. Поля насыщенностеи водой и концентраций полимера, а также давлений определяются раздельно для каждого временного шага. В связи с этим расчеты ведутся в два этапа. Вначале определяется поле давлений. При этом используются значения насыщенностеи, концентраций полимера, сорбции, градиента давления на предыдущем временном шаге.
Данная модель использовалась для изучения влияния различных факторов на эффективность полимерного заводнения. Путем проведения многовариантных расчетов были установлены некоторые закономерности, часть из которых хорошо согласуется с экспериментальными данными при физическом моделировании процесса. Однако, как будет показано ниже, модель не всегда адекватно отражает физику процесса. Главный недостаток модели (также как и в модели Л еви Б . И . ) - расчеты показывают значительное запаздывание реакции добывающих скважин на мероприятия по закачке полимерных композиций. Так, расчеты, проведенные с использованием этой модели, применительно к условиям Сосновского месторождения показали, что добывающие скважины среагировали на закачку раствора полимера только через несколько лет после начала процесса, в то время как реально это произошло через два месяца.
3.3.3. КВАЗИТРЕХМЕРНАЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА (МОДЕЛЬ ШВЕЦОВА И.А.)
Предлагаемая математическая модель процесса вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта водой и химреагентами пригодна для инженерных расчетов, но вместе с тем учитывает практически все основные особенности пласта, свойства насыщающих
190
пласт жидкостей и вытесняющих агентов, а также изменение их свойств во времени.
Рассматривается квазитрехмерное течение жидкостей с учетом реальной расстановки скважин. Неоднородность пласта моделируется трубками тока различной проницаемости по толщине и площади пласта. Такой подход значительно упрощает и ускоряет расчет прогнозных показателей, не снижая точности при условии использования достоверных промысловых данных
При расчете физико-химического воздействия на пласт модель учитывает реологические характеристики закачиваемых реагентов: зависимость фактора и остаточного фактора сопротивления от скорости фильтрации, величину начального градиента давления, изменение этих параметров во времени в результате старения химреагентов. Модель учитывает также величину адсорбции и десорбции отдельных компонентов, закачиваемых композиций, переход полимерной системы из раствора в сшитое состояние (процесс "зашивки") в пористой среде. Расчеты позволяют проследить за формированием и продвижением по пласту переднего и заднего фронтов нефтяного вала в случае закачки ПАВ или мицеллярных растворов, установить влияние последовательности закачек оторочек вытесняющих агентов с различными реологическими и нефтевытесняющими характеристиками и их объема на эффективность процесса.
При решении данной задачи помимо распределения нефтеводо-насыщенности по объему пласта необходимо знать продвижение закачиваемого химреагента (или по Ентову В.М. активной примеси) вдоль трубок тока.
Поставленная задача сводится к отысканию пространственно-временного распределения концентрации активной примеси в растворе, закачанном в пласт.
Для одномерной фильтрации вдоль единичной трубки тока математическое решение задачи требует совместного решения трех уравнений:
„ дс _ дгс да дс ,„ ,—
- V -----+ Dm ------= -----+ т----- (3.17)
дх Вх2 dt dt v '
= f(c,a,ca,a0) (3 18)
191
где V —скорость фильтрации,
x - расстояние,
с - концентрация адсорбента в сечении пористой трубки тока, отстоящем от начала слоя на расстоянии х,
га— пористость,
D — коэффициент диффузии,
t - время, отсчитываемое с начала фильтрации,
а - количество адсорбированного вещества в сечении х, отнесенное к единице объема,
со — исходная концентрация;
аа - предельное значение адсорбции.
Величины концентрации и адсорбции являются осредненными вдоль плоскости, перпендикулярной к оси х.
Первое уравнение характеризует баланс адсорбируемого вещества в потоке и на поверхности пористого материала, второе - передает кинетику процесса, третье — представляет собой изотерм)' адсорбции.
Когда скорость адсорбции лимитируется внешней диффузией, то уравнение (3 18) имеет вид:
~= Р(.с-са) (3.20)
где Р — кинетический коэффициент адсорбции, сд- концентрация, равновесная с адсорбированным количеством вещества
Пренебрегая в балансовом уравнении (3 17) членом, выражающим продольную диффузию, как величиной второго порядка малости и решая систему уравнения для случая линейной изотермы, приходим к следующей приближенной зависимости относительной концентрации от расстояния и времени"
где f - t - т~ ~ время, отсчитываемое с момента прихода фронта
V «поршневого» вытеснения в данное сечение;
Т = t- mSB — . гДе Ss ~ осредненное значение водонасыщенности в
V промытой зоне;
192
С ' ~ ,JT
и = — - относительная концентрация;
\//(и) - агсФ! 1 --7Г77 I функция, обратная функции Крамла;
"» г 2 г ri
7=Je 02 —функция Крампа;
Г = - коэффициент Генри. Для случая изотермы Лангмюра:
ГС.
о (3-22)
где С\ - равновесная концентрация, соответствующая половине насыщения
Зависимость концентрации от пути фильтрации и времени достаточно точно описывается уравнением:
С„ где Р -тт - безразмерный параметр
Однако экспериментальные исследования указывают, что уравнение (3.21) является достаточно хорошим приближением и для изотерм выпуклого типа. Это приближение означает замену изотермы некоторой линейной функцией на участке концентраций от нуля до исходной (Со)
Данное теоретическое решение вполне удовлетворительно подтвердилось экспериментальными результатами для случая сорбции ПАВ и ПАА из раствора в пористом материале.
Уравнение кинетики (3.18) для случая изотермы Генри можно представить в виде:
^-= а - Р,а (3.24)
„ а -
где а - ~^~ к Р0 = -=
193
Подстановка этого уравнения в систему уравнений (3.17), (3.18), (3.19) и ее решение дает:
& { . -В !\ ,
для адсорбции: о=—\\-е ) Г4ъг ~'\-, (3.25)
для концентрации: с = с„—и~е~^ ^ (3.26)
Уравнения (3.25) и (3.26) получены Рубинштейном Л. И. Последнее из них можно представить следующим образом:
Lg(l-u) = Lg^~-(flltLg-e)T (3.27)
С0У v '
В координатах: Lg(l—и) - г уравнение (3.27) дает прямую линию. Опытные точки и в этом случае довольно хорошо ложатся на прямую линию.
Обработка графического материала позволяет по уравнениям (3.21) и (3.27) определить параметры Г и [5. Рассчитанные по методике Рубинштейна [4] величины адсорбции почти во всех опытах, проведенных нами по изучению адсорбции ПАВ и ПАА, оказались меньше, чем средняя адсорбция в момент прекращения опыта, подсчитанная по выходной кривой изменения концентрации. Максимальное отклонение составляет около 10%, что является вполне приемлемой погрешностью для практических расчетов.
с Если принять: и= =const, TO уравнение (3.21) в координатах
также представляет собой прямую. Уравнение (3.21) для и = 0,5 принимает вид:
(3.28)
где 5в — осредненное значение водонасыщенности в промытой зоне пласта.
Отсюда истинная скорость движения половинной концентрации Ы:
w = 7 = ~r-----V**CT
' -?_ + i (3.29)
194
где Vист =--------- истинная скорость продвижения фронта при
тР0
вытеснении нефти водой. -••
Учитывая, что большинство композиций химреагентов, применяемых для повышения нефтеотдачи, обладают неньютоновским характером течения, нами введена зависимость фактора и остаточного фактора сопротивления от скорости фильтрации. Кроме того, экспериментами установлено, что фильтрационные характеристики некоторых композиций зависят от проницаемости пористой среды. Например, для растворов полимеров, "сшитых" полимерных систем, фактор и остаточный фактор сопротивления с увеличением проницаемости снижаются
по экспоненциальному закону:R(K)=exp(-d-k,-kcp) • Где d-коэффициент, определяемый экспериментальным методом. Опытами и промысловой практикой также установлено, что многие композиции со временем теряют свои изолирующие и нефтеотмывающие свойства в результате старения химических реагентов в пласте. Например, полимеры подвергаются деструкции, что приводит к снижению остаточного фактора сопротивления. В результате может существенно снизиться эффективность метода.
Изменение физико-химических свойств химреагентов во времени
протекает также по экспоненциальному закону: Щт)=ехр[-5о-(т-г^], где 50-декремент затухания, т и Tk -безразмерное время с начала процесса и время окончания закачки последней оторочки соответственно.
Таким образом, уравнения реологических кривых могут быть записаны в общем виде:
R(V, ty^al-Vb'+cl-expt-dl-krkcJ (3.30)
R(V, k, 50,T)ocn,=a2-^2+eXp(^2-k,-kCI!)-exp[-So(T-Tk)] (3.31)
Гдед/, a2, Ы, Ь2, d, c2, d1, d2, 5Q-коэффициенты, определяемые в лабораторных условиях экспериментальным путем.
Как было показано выше, процесс вытеснения нефти водой из пористой среды описывается уравнением Баклея-Леверетта при условии, что жидкости несмешиваемые, несжимаемые и пористая среда однородна. В нашем случае данным уравнением можно описать двухфазное течение в однородной трубке тока переменного сечения. Однако классическое решение данного простейшего гиперболичес-
195
кого уравнения отсутствует, поэтому большинство авторов находят
разрывные решения со скачками насыщенности на фронте вытеснения
о
ч о со
V3an*m/Q(t)
Рис 3 5 Кривая изменения насыщенности при вытеснении водой
В рассматриваемой нами модели для расчета распределения насыщенности водой вдоль трубки тока и подсчета фильтрационных сопротивлений использован метод, предложенный Борисовым Ю.П. [6]. Водонасыщенностъ в любой точке пласта определяется уравнением"
S. = 1-5 -
(3.32)
150-(1-5я) Q(T) '
где s — водонасыидейность вдоль трубки тока; 5 - остаточная нефтенасыщенность; s - насыщенность связанной водой; и - балансовые запасы нефти;
ЗИП Т )
u.fl - отношение вязкости нефти и воды;
Q(i) - суммарное количество внедрившейся в пласт воды.
Используя уравнение (3.32), можно подобрать неоднородный пласт с такими трубками тока, что процесс вытеснения нефти водой из однородного пласта при двухфазном течении будет сведен к поршневому вытеснению из неоднородного пласта, построенного по особому правилу.
196
Таким образом, реальный неоднородный пласт заменяется некой моделью с двойной неоднородностью. Одна из функций дает автомодельное решение процесса вытеснения нефти из однородной трубки тока, а вторая функция распределения проницаемости моделирует истинную неоднородность пласта
Нами принят логарифмически-нормальный закон распределения проницаемости. В этом случае функция распределения проницаемости, которая определяет изменение добычи нефти и воды во времени описывается уравнением:
\nk -
b -- -V -- k* e* 3
3-2b fr'l, -Ink-\ne-t7'
e2 \\ + erf-
-erf
(3.33)
7
где erft = -j=- \e~' dt - интеграл вероятности;
л/л- i
fc - относительная проницаемость (отношение проницаемости отдельной трубки тока к средней проницаемости пласта);
? - параметры закона распределения проницаемости;
G - стандартное отклонение.
Зависимость текущей добычи нефти в долях от общей добычи жидкости по совокупности трубок тока определяется из выражения:
\+erf
\nk-\T\S-O'
I-erf
(3.34)
2(3-26)
Для построения функций распределения проницаемости необходимо знать стандартное отклонение 5 Этот параметр определяется нами по промысловым данным из уравнения'
+ В1(г) - а - А2(г) • eB2(l)" (fi0k.)-lmj0/R (3 35)
ч' • ' ^г и в f III f fJour ) \u-*-r*j j
197
где: коэффициенты A1(i), A2(i), B1(i), B2(i) являются функцией безразмерного времени т и определяются в результате многовариантных расчетов при заданных значениях о~ в сопоставлении с фактическими промысловыми данными;
т\о - нефтеотдача в точке адаптации;
Амш " коэффициент вытеснения.
Корни уравнения (3.25) находятся методом Ньютона- Рафсона:
где а =
/'(О
/'("О - первая производная функции f( /'(сг) и f( Выше описана модель слоисто-неоднородного пласта, заложенная в основу расчета процесса вытеснения нефтн различными вытесняющими агентами. Эта модель должна быть дополнена условиями, учитывающими систему расстановки скважин.
В нашем случае каждый слой разбивается на М недеформирмых трубок тока, длина и конфигурация которых зависит от размещения скважин в пласте.
Общее число трубок тока по всем слоям может меняться от 400 до 1000. Основные параметры процесса (продвижение фронтов вытеснения нефти водой, химреагентами, ВУС и т.д., а также сопротивления, расходы жидкости и другие параметры) рассчитываются по каждой трубке тока численными методами в конечно-разностной форме.
3.3.4. МЕТОДИКА ИНСТИТУТА ПРОБЛЕМ МЕХАНИКИ АКАДЕМИИ НАУК СССР
Созданная Битовым В.М. и Зазовским А.Ф. программа EOR1N1 предназначена для расчета одномерных процессов вытеснения нефти раствором активной примеси из укрупненной трубки тока переменного сечения. Предусматривается два возможных режима нагнетания раствора активной примеси: непрерывное нагнетание и нагнетание конечной порции реагента (оторочки) с последующей закачкой воды. Учитывается зависимость относительных фазовых проницаемостей от скорости вытеснения. Эта зависимость учитывается через капиллярное число, характеризующее
198
соотношение между гидродинамическими (вязкостными) и капиллярными силами в потоке. Изотермы адсорбции примеси и распределение ее между водой и нефтью считаются линейными, концентрации примеси в подвижных фазах и в адсорбированном состоянии - малыми, адсорбция частично или полностью необратимой. Алгоритм расчета основан на схеме "явный левый уголок", модифицированной разделением временного шага для отдельных уравнений. В результате расчета находятся распределения водонасыщенности и концентрации примеси в воде в последовательные моменты времени, дифференциальная и интегральная кривые добычи (зависимости доли нефти в извлекаемой жидкости и коэффициента вытеснения от времени). Выдача результатов предусмотрена в виде числовой и графической информации.
В крупномасштабном приближении процесс вытеснения нефти раствором активной примеси описывается системой уравнений:
0 (3.36)
дх
-[F.c + (}-Fi\.v = Q (3.37)
F(S,c,v)= *M/flf' ; /(j) = /(*,cfv); Л=А(с)
JB'PB+fJP.
(3.38)
a = а(с,дс/дт);

'00 00
(3.39)
M -A (x)
a
В уравнениях (3.36) - (3.39): s- водонасыщенность; c,(p, а- концентрации активной примеси в воде, в нефти и в сорбированном состоянии;
/ид.- относительная проницаемость и вязкость i— и фазы
199
(индекс i= 1 относится к воде, г=2 - к нефти);
F-обобщенная функция Баклея-Леверетта, равная доле воды в потоке (функция распределения потока);
х, t, X и т - соответственно размерные координаты, и время (х-координата вдоль осевой линии трубки тока, изменяющаяся от 0 до
L,);
т(х)- пористость;
А/хЛплощадь поперечного сечения и V^-поровый объем трубки тока;
Q(t)- расход жидкости через поперечное сечение трубки тока; w(x,t)=Q(t)/A0(x)-cyMMaptia% скорость фильтрации фаз в поперечном сечении с координатой х.
Безразмерная координата х имеет смысл объема трубки тока от ее входного сечения д^=0 до сечения с координатой х, нормированного на поровый объем V0, а безразмерное время т есть объем закачанной жидкости, отнесенный к суммарному перовому объему пласта Vu.
Материальные функции ft(s,c,w); ц.(с); a(c,-j-; (р(с); AQ(x); т(х) и Q(t) должны быть заданы до начало расчета.
В программе EOR1N1 предусмотрены следующие способы задания материальных функций. Расход жидкости Q, закачиваемой в пласт, считается постоянным во времени, пористость m - постоянной по координате, зависимости ц?с) и А0(х) могут быть произвольными. Изотерма адсорбции примеси и ее распределение между фазами -линейны:
а=а (с) при дс/дт>$-а=а-а +(1-&)-а -с/с при дс/дт<0
м м (3.40)
<р= <р -с
о
Здесь а0 и ач=а0-сч - концентрация примеси в адсорбированном состоянии, отвечающая максимальной концентрации сч в фиксируемой точке пористой среды за рассматриваемый отрезок времени,
а - коэффициент, учитывающий необратимость адсорбции (при о=0 адсорбция полностью обратима, при о=1 - полностью необратимая).
Относительные фазовые проницаемости /^ (s,c,w) задаются в виде:
200
у — S
- -i— (3 41)
_? _ V ' '
1 л6 лн где и. п| (/-1,2) - некоторые постоянные, подбираемые
экспериментально, a S* - остаточные насыщенности водой (г =1) и
нефтью (г =2) фаз.
Остаточная водонасыщенность S считается постоянной.
Остаточная нефтенасыщенность <$н, согласно многочисленным экспериментальным данным является функцией капиллярного числа N=k\VP\/tfc) , где k - абсолютная проницаемость среды, VP -градиент давления; у(с) - межфазное натяжение на границе воды и нефти. Наряду с капиллярным числом N часто используется капиллярное число Nc=fe' -N, где// - относительная фазовая проницаемость для воды при наличии остаточной нефти. Зависимость
S (N ) обычно представляется в нормализованном виде:
S=S g(N ); N =-wfi./y(c) (342)
и но с с ^e//v ' VJ-Ч^У
Где s* - остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти
водой, а функция g(Nc)->I при Nc^>Qnpn gfNJ ->0
при
Таким образом, соотношения (3.41) и (3.42), содержащие две
материальные функции у (с) и g(Nc), позволяют учитывать зависимость относительных фазовых проницаемостей ft (г =1.2) от скорости фильтрации w и концентрации активной примеси с.
Соотношениями (3.36) - (3.42) описывается процесс вытеснения нефти раствором активной примеси. При непрерывном нагнетании раствора решение уравнений (3.36) и (3.37) ищется при начальных и граничных условиях:
S=S (x); с=$ (г=0; 0<ЛГ<1); 5=1; с=с°; (х=$ г>0). (3.43)
201
При нагнетании оторочки раствора активной примеси последнее краевое условие принимает вид:
с=с° (0<т<1?); с=0 (-0-е ) (3.44)
Функция S =(х) определяет начальное распределение
водонасыщенности в пласте, if - безразмерный объем оторочки.
Алгоритм расчета основан на конечноразностной аппроксимации уравнений (3.36) и (3.37) по схеме "явный левый уголок".
Следует отметить, что данное решение задачи применимо только для технологий, повышающих коэффициент вытеснения, таких как закачка двуокиси углерода, мицеллярных растворов, щелочного заводнения и некоторых других. Однако в этой модели не учитывается ряд важных характеристик: реологические характеристики закачиваемых в пласт композиций, явления деструкции химических реагентов в пласте и многие другие параметры технологий, повышающих охват пласта заводнением и выравнивающих его неоднородность.
Влияние скорости фильтрации учитывается через капиллярное число, которое регулирует полноту вытеснения нефти из однородной пористой среды, но не зависимость подвижности вытесняющего реагента от скорости фильтрации, что является обязательным условием при полимерном воздействии на пласт.
3.3.5. СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ С ФАКТИЧЕСКИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ РАЗРАБОТКИ
Для оценки надежности описанных выше математических моделей и адекватности расчетных параметров фактическим промысловым данным нами были проведены многочисленные расчеты в сопоставлении с промысловыми данными. Как правило, результаты расчетов достаточно точно описывают процесс разработки как на стадии закачки воды, так и в процессе закачки различных композиций химреагентов.
Учитывая, что в стране при проектировании заводнения использовались различные математические модели, в 1984 г. бывшим Миннефтепромом институту "Гипровостокнефть" было поручено сопоставить результаты расчетов полимерного воздействия с использованием моделей Леви Б.И., ВНИИ, института Проблем механики АН СССР и Швецова И.А. В качестве эталона для сравнения приняты показатели разработки пластов А3+А^
202
Сосновского месторождения, где начиная с середины 1976 г, осуществлялся процесс закачки раствора полимера.
Геолого -физическая и геолого-промысловая характеристики объекта, схема разработки были представлены всем авторам.
Кроме того, авторам методик предложены уравнения реологических кривых, полученных на керновом материале Сосновского месторождения и имеющих вид:
фактор сопротивления по раствору полимера (отношение подвижности воды к подвижности полимерной системы):
при V < 15м /сут при У>15м/сут
где V - скорость фильтрации;
остаточный фактор сопротивления (отношение подвижности воды до и после закачки полимерной системы):
Д2 = 0.144К+3.0-ехр(-А,А(р) + 4.6 при V < \5м!сут
R1 = 3.0 -exp(-?,?c/,)-f- 6.22 при V >15м/сут
Коэффициент Генри:
- при адсорбции раствора полимера - 0,160;
- при десорбции - 0,100. Коэффициент вытеснения нефти:
- водой - 0,713;
- раствором ПАА - 0,76.
Относительное время начала закачки раствора ПАА - 0,18;
Относительный объем оторочки раствора ПАА - 0,15.
Активные запасы - 20421 тыс.м3. в пластовых условиях.
Используя единую информацию, авторы методик произвели расчеты показателей разработки объекта, которые были обобщены и описаны в отчетах института "Гипровостокнефтъ" в 1984 и 1985 гг. [76].
Сопоставление расчетных показателей процесса полимерного заводнения на Сосновском месторождении, полученных в 1984 г. с фактическими по состоянию на 1.01.96 г. по трем методикам представлены на рис. 3.6.
Из графика видно, что расчетные показатели по методике Швецова совпадают с фактическими практически во всем диапазоне времени, в то время как остальные методики показали существенное расхождение расчетных параметров с фактическими. Особенно
203
6
4
3
2
1970
Начало воздействия
1975
1980
1985
Дата
1990
1995
Факт -*- - Модель Швецова база
6—Модель Швецова, метод -*--. ВНИИ, база
о ВНИИ метод -ч--Модель Леей база
»—Модель Леви метод
Рис 3 6 Сравнение расчетных показателей процесса разработки с фактическими по Сосновскому месторождению
значительные расхождения методики ВНИИ и Леви дают в начальные периоды времени после закачки раствора полимера.
Как лабораторные исследования на неоднородных моделях пласта, так и результаты промысловых испытаний свидетельствуют о том, что реакция залежей нефти на закачку полимера проявляется достаточно быстро
В расчетах же по методикам ВНИИ и Леви отмечается значительное запаздывание в реакции залежи на начало процесса Так, при фактическом начале закачки раствора ПАА в августе 1976 г , по первой методике пласт среагировал в 1981 г , а по второй в 1984 г Фактическая реакция зафиксирована в конце 1976 г.
Надежность нашей модели и адекватность расчетных параметров фактическим промысловым данным была проверена многолетним опытом Данная модель использовалась как на стадии проектирования, так и при анализе разработки нефтяных месторождений В подавляющем большинстве случаев отличие прогнозных (расчетных) показателей от фактических промысловых данных не превышает 1,5-^3,0%
Проектные показатели, полученные с использованием предлагаемой математической модели, отражены также и в работах [-15,58,80 82] и в главе б настоящей работы
Описанная выше математическая модель легла в основу прогноза промысловых показателей разработки базового варианта разработки (обычное заводнение) и оценки эффективности воздействия на пласт различными методами Краткое описание методики расчета прогнозных показателей разработки залежей нефти и эффективности применения МУН дано в разделе 333
3.4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Анализ методик, которые позволяют прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений, показывает, что методы характеристик вытеснения не могут обеспечить необходимую
точность прогноза Поэтому оценка эффективности применения МУН осуществляется с погрешностью, которая не всегда может удовлетворить промысловых работников
Методы с применением математических моделей позволяют с высокой степенью точности прогнозировать технологические
205
показатели разработки не только при обычном заводнении (базовый вариант), но и с применением физико-химического воздействия на пласт.
Описанная в п.3.3.3 математическая модель легла в основу прогноза промысловых показателей разработки и оценки эффективности воздействия на пласт различными методами (физико-химическими, гидродинамическими и физическими).
Для определения дополнительной добычи нефти в случае осуществления любых мероприятий, повышающих нефтеотдачу, необходимо получить прогнозные показатели базового варианта.
Расчет базовой характеристики основан на адаптации математической модели нефтяной залежи по данным истории разработки объекта. Настройка математической модели осуществляется в автоматическом режиме на ЭВМ таким образом, чтобы расчетные показатели за прошедший период до начала воздействия совпали с фактическими промысловыми данными с минимальной погрешностью. В дальнейшем, полученный в результате адаптации закон изменения зависимости "нефтеотдача - относительное время разработки", используется для расчета показателей разработки базового варианта. Дополнительная добыча нефти определяется как разница между фактическими и расчетными показателями.
Процедура адаптации осуществляется в последовательности, описанной ниже. Задаются исходные данные по участку воздействия:
• накопленное количество добытой нефти и жидкости в точке адаптации (в точке непосредственно перед воздействием). Предадаптационный период может быть любым от нескольких лет до одного месяца;
• балансовые запасы участка (залежи нефти), по которому осуществляется оценка эффективности;
• вязкость нефти в пластовых условиях.
Расчет прогнозных показателей можно осуществлять по залежи в целом, по отдельным участкам и индивидуально по каждой реагирующей скважине. В последнем случае эффективность метода определяется путем суммирования показателей по всем выбранным реагирующим скважинам (участкам).
Исходные данные можно вводить вручную с клавиатуры персональных ЭВМ или в автоматическом режиме, используя базы промысловых данных.
206
Балансовые запасы в области дренирования по каждой, отдельно взятой скважине или части залежи (участку воздействия) принимаются в доле от общих балансовых запасов залежи, пропорционально отбору жидкости (или нефти) этой скважиной (участком) от общего отбора жидкости (нефти) из залежи: V*, -= Vfc X( q ./Q ),
бал скв бал зал *ж скв ' *- ж зал '
где: ^бзл MB и ^бал зал " балансовые запасы соответственно в зоне дренирования отдельной скважины и залежи в целом,
q ске и Q^ ^ - накопленный отбор жидкости в точке адаптации соответственно скважиной и из залежи в целом.
В связи с тем, что на динамику показателей разработки наибольшее влияние оказывают такие параметры, как степень неоднородности пласта и отношение подвижностей нефти и воды, адаптация модели осуществляется, в основном, по этим параметрам.
Для построения функций распределения проницаемости необходимо знать стандартное отклонение от. Этот параметр определяется нами по промысловым данным из уравнения 3.44.
Далее стандартное отклонение проницаемости уточняется путем процедуры адаптации (максимального приближения расчетных значений нефтеотдачи в точке адаптации к фактическим ее значениям),
Поскольку не всегда известна точная величина балансовых запасов участка воздействия или зоны дренирования отдельной скважины, программа содержит алгоритм коррекции балансовых запасов. Для этого, используя математическую модель, программа рассчитывает прогнозные базовые показатели до достижения предельной обводненности (98%) и вычисляет в этой точке значение нефтеотдачи, которая сравнивается со значением проектной конечной нефтеотдачи.
Таким способом уточняются балансовые запасы участка воздействия (или извлекаемые при постоянстве балансовых запасов), а также другие параметры пласта и фильтрующихся жидкостей (отношение подвижностей нефти и воды) в процессе обычного заводнения.
Рассчитанные показатели разработки базового варианта сравниваются с фактическими промысловыми данными. В случае применения методов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи разница между фактическими и расчетными показателями соответствует дополнительной добыче нефти.
207
Если на залежи осуществлялось несколько воздействий с интервалом времени от двух и более месяцев, то программа для каждого воздействия рассчитывает свои базовые прогнозные показатели, что позволяет разделить эффект от нескольких воздействий.
Результаты расчетов выводятся в виде таблицы 3.3, а также в виде графиков динамики показателей разработки: обводненность продукции, накопленная добыча нефти и добыча за период.
Для оценки точности и достоверности прогнозирования промысловых показателей разработки, проведены расчеты по месторождениям Самарской области находящихся на завершающей стадии разработки и месторождениям Западной Сибири (средняя стадия разработки). Адаптация осуществлена в точке соответствующей ранней стадии разработки, а далее рассчитывалась зависимость "нефтеотдача - безразмерное время г1' до предельной обводненности залежи.
Результаты расчетов представлены в таблицах 3.4 и 3.5, а также на графиках - рис. 3.7 - 3.10.
Сравнение расчетных показателей с фактическими промысловыми данными при обычном заводнении показывает, что точность прогноза рассматриваемого метода в несколько раз выше, чем в случае применения характеристик вытеснения. В подтверждение сказанного нами проведено сопоставление точности прогноза накопленной добычи нефти по программе "Гипровостокнефть" EMPIRIC (характеристики вытеснения) с предлагаемым методом адаптации (см. таблицу 3 6) Оценка погрешности прогноза по характеристикам вытеснения заимствована нами из таблицы 3 работы [9] В этой таблице приведены данные, полученные в соответствии с разработанными авторами указанной работы критериями минимизации погрешности при прогнозировании на поздней стадии разработки. Из 11 анализируемых характеристик вытеснения выбраны наиболее точные, которые прогнозируют добычу нефти с минимальной погрешностью. Следовательно, в таблице 3.6 настоящей работы сопоставляется погрешность прогноза по наиболее "точной" характеристике вытеснения с предлагаемым методом адаптации.
Выше нами было отмечено, что наша адаптационная модель при расчете дополнительно добытой нефти учитывает изменение отбора жидкости во времени, совпадающем с временем воздействия ПНП
208
или произошедшего после воздействия. Для того, чтобы оценить
влияние динамики отбора жидкости необходимо рассчитать показатели разработки при фактическом отборе жидкости и при неизменном по величине отборе, равном отбору до воздействия. Разница в темпах отбора до и после воздействия значения не имеет.
В качестве примера расчета влияния форсировки на эффективность заводнения нами рассчитаны показатели разработки пласта BBt 3 Вать-Еганского и участка 10-4 этого же месторождения. На этом месторождении осуществлялась закачка СПС практически по всему пласту БВ; 2 . Обработка нагнетательных скважин СПС проводилась с начала 1996 г. Отбор жидкости по этому пласту возрос с 10,09 млн. т в 1995 г. до 14,21 млн. т в 1999 г. За это же время отбор нефти снизился с 4,86 млн. т до 4,30 млн. т в результате роста обводненности скважин с 51,8% до 69,9% (см. таблицу 5 3). Падение добычи нефти было бы еще более значительным, если бы не проводились мероприятия по повышению нефтеотдачи. Расчеты показывают, что в целом по в результате закачкн СПС за указанный период дополнительно добыто 760 тыс. т нефти. Если же учесть увеличенный отбор жидкости, то в общей сложности с 1996 по 1999 г. включительно дополнительно добыто 1600 тыс. т нефти. На рис. 3.7 и 3.8 представлена динамика показателей разработки пласта БВ, 2
Аналогичная картина наблюдается и по участку 10-4: только за счет закачки СПС на этом участке дополнительно добыто за тот же период времени 9,3 тыс. т нефти. Суммарное количество дополнительно добытой нефти в результате закачки СПС и увеличения отбора жидкости составило 22.5 тыс. т нефти (рис.3.9 и 3.10).
209
KsJfe п/п Месторождение, пласт Вязкость нефти в пл уел , мПа'с Весь период разработки, годы Интервал времени адаптации, годы Обводненность, %
В последней т очке адаптации Б конце разработки
i Стцельнексхое. Б2+БЗ 25 1949-1996 1958-1960 548 959
1969-1971 S8 95 9
2 Покшясиое. Б2 3 1950-1987 1960-1962 45 2 94 6
1963-1965 649 94 6
1967-1970 845 946
1973-1976 922 946
3 norpojcroi. А4 1 45 1950-1987 1953-1960 178 953
1965-1967 31 953
4 Дкипчкиио*. С 3 1 4 1957-1937 1965-1967 12 864
1373-1975 506 36 4
1975-1977 659 86 4
5 М умножено г. 1 объект 27 1953-1994 !961-1963 384 94 1
1966-1963 53 94 1
1969-1971 663 94 1
1974-1976 809 94 1
6 Ггбяжжое. Б2 23 1944-1968 1946-1943 502 957
1943-1950 778 978
7 X»»oicx«,A4 32 1960-19S7 1967-1969 346 89.1
1974-1976 S02 89 1
8 Карвою-Сцтотсхое, Б1*62 Т 1 1949-1996 1953-1955 367 993
1973-1975 979 99 1
9 Д«ггрпе1ск«,СЬ 48 1960-1987 1969-1971 33 882
1972-1974 533 88 2
1977-1979 75 882
10 Сн1р4я«о»,Б2 2 1937-1994 19 42- 194 4 685 97 1
1972-1974 958 97 1
11 Кувешотсхов, А4 1 4 1960-1996 1970-1972 458 979
1974-1976 797 979
1977-1979 90 979
1973-1975 434 91
1976-1978 50 3 91
212
Точность прогноза накопленной добычи нефти методом адаптации
№ п/п Месторождение, пласт Вязкость нефти s пл уел . мПа'с Период анализа разработки, месяцы, годы Интервал времени адаптации, месяцы Обводненность, %
В последней точке адаптации В конце прогноза
1 Вать-Еганское, 25 021993- 021993- 283 444
АВ1-2 Ю 1995 12 1993
2 Дружное, 25 021993- 021993- 637 744 1БСЮ 1 1 1996 12 1993
3 Тевлино-Русскннское, 25 02 1993- 02 1993- 2В 9 49 3 2-ЗБС10 4 1996 12 1993
02 1993-4 1996
02 1993-12 1993
36
39 5
Примечание: Период анализа разработки охватывает время при обычном
Продолжение табл. 3.4
Относительная 'погрешность' прогноза адаптации, %
П огрешность за 5 первых лет прогноза, % Погрешность за 10 первых лет прогноза, % П огрешность за весь период прогноза, %
Диапазон погрешности за период Среднее значение за период Диапазон погрешности за пернод Среднее значение за период Диапазон п о-грешности за период Среднее значение за период
-236 -П 5Д - -4 7ft -36 -47Й--Г1Г14 -I 45
поа - л 42 081 + 003- +1.81 127 -ОЛЗ - -1 81 OS5
-052 - -0:53 + 086 -132 + +053 -0382 -1 32^ -1 81 062
.25- П 57 -1X1 -250- -057 -1 69 -2 5п^.о 11 -I 14
-054 - +1 97 + 138 + 0-54- +25'; + 1.99 + 0.54 - +3 30 + 244
-.005 v +0 19 + 0 12 -0 23 -+0 19 + 0015 -023- +0 19 + 0.015
-1 12- .5 12 -367 -1.74 - +5 12 + 231 -431 - +5 12 1 43
.1 9*^ .0 56 -1-53 -1 96- -Л 5* -1 44 -1 96- +2 24 -021
-0.52 - +0 83 -0.03 -0 52 -+6 1й + 207 -052- +7 13 + 4-51
-041 -+0 41 -.006 -2.11 --0 41 -0 66 -261 - +0 41 -0 96
-I 78 - -04 -1 11 -3 72 - -0 40 -203 -3 72 - -0 40 -208
-П?1 - -2 45 + 1 42 + 0 31 - +4 лл -2.65 -П31 - + 56Ч • 295
-025- 4-0 92 + 062 + 0 25 - -1 49 + 088 -572- +1 49 -1.78
-044- +3 07 + 1 35 + 0 44- +3 09 -233 + 0 40 - +3 09 + 1 53
-294- -0-54 -1 73 -6.11 - -054 -3.33 -807 - -054 -5 14
Л 2Я- -2 38 -55 -7ЭЯ -+0 •>-> -383 -72Я- *2 ЗЯ -2.87
-1 68 --2 01 -027 -1 68 - +6 71 -234 -1 68 - + 11 73 + 5 19
.202- + 2 85 + 2.51 -300 - +2 85 + 098 -7 89 -, + 2 85 -234
-301 - -1 07 -209 -350 - Л 07 -293 -39 - -1 07 -302
-151 -+404 + 1 00 -351 -+5 55 + 232 Л 51 - -57S + 2 16
-.004- -0 62 4-033 + 004-+1 45 -069 + 004 --2 02 + 096
• OQ7 - +3 03 + 139 + 0.07 - -4 38 + 267 + 007 - +4 38 + 303
+ 039 - +1 08 + 088 -071 - + 1 US + 0-52 -1 39 - +1 03 + 003
-ПЧ5-+П ;п + 001 -П72 - + П23 -024
-572- -034 -246 -7 38 - -0 34 -482 -7.38 *- -0 38 -1 87
+ 006 - -0 63 + 039 + 0 06 - +0 66 + 046 + 006 -+0 66 + 0 49
+ 1 07 - .1 89 -1 55 -023 - + 1.89 095 -069 - +1 89 + 0 13
.7. 4-5 - -0 5Э -152 Л Т) - -П 5R -245 -Ч ТА - .0 5R -304
-0 10 -*0 02 -004 -0 10 - +0 89 + 0 24 -0 10 - -1 26 + 0 62
+ 0 П - +3 S3 + 1 33 + 0 !7 - +7 Э4 + 420 + 0 17 -+7 99 + 531
+ 1 63- +4 69 -360 + 1 S3- +4 79 + 392 + 1 68 - +4 79 + 375
-332- -0 51 -153 -651 - -0 51 -342
по месторождениям Западной Сибири
Таблица 3.5
Относительная "погрешность" прогноза адаптации, %
Погрешность за 5 первым месяцев прогноза, % Погрешность за 10 первых месяцев прогноза, % Погрешность за весь период прогноза, %
Диапазон погрешности ja период Среднее значение за пернод Диапазон погрешности за период Среднее значение за период Диапазон погрешности за период Среднее значение за период
+0,12 •;• +0,57 0,00 •*• +0,16 +0,06 ^ +0,58
О 11 +0,05 +0,11
J-0,09 + +0,57 0,00* +0,43 + 0.06 - +0,82
+0,02 * +0,14 +0,08 +0,02 * +0,35
О 14 +0,12 +0,21
+0.05
+ 0,09 * +0,96
+0,08
0,00 •*• +2,60 +0,86
+ 0,06 - +2,56 +1,02
+0,35
заводнении (гр.4). Последний месяц анализа - начало применения МУН.
213
Таблица 3.6
Сопоставление точности прогноза добычи нефти по программе EMPIRIC (характеристики вытеснения) с предлагаемым методом адаптации. Месторождения Самарской области
№ п/п Месторождение, пласт Метод прогноза Обводненность. % "Погрешность" прогноза по выбранной модели, %
В последний год "обучения" (адаптации) Годы Среднее за 5 лет
ботки 1 2 3 4 5
1 Кулешовское, A3 характеристики вытеснения 86.8 97.6 •8 \ 3 1 30.2 45.1 55.1 21.2
адаптация -0.18 -0.45 -070 -0.87 -0.98 -064
2 Кулешовское, А4 характеристики вытеснения 869 98.6 -15.9 -256 -22.4 -22.1 -13.6 -20
адаптация 40.01 -0.06 -0.1 -0.07 +0.02 -004
3 Губинское, Б2 характеристики вытеснения 93.1 98.6 -15.10 -25.7 -22.4 -22.1 -13.7 -21
адаптация +0.02 -0.06 -0.1 -0.07 +0.03 -0.05
4 Дмитриевское, С4+С5 характеристики вытеснения 68.6 89.3 + 17.4 -19.3 -10,5 -19.4 + 16.8 -7.2
адаптация +0.04 +017 +0.21 +0.04 -0.22 +O.OS
5 Яблоневый Овраг, ДО характеристики вытеснения 922 97.8 +0.5 +2.0 +4.7 + 50 + 12.3 +4.1
адаптация -0.17 -0.28 •0,54 -0.91 -1.33 -065
6 Красноярское, Б2+БЗ характеристики вытеснения 70.5 92.9 -11.5 -15.9 -11.1 -7.8 + 1.9 -8.9
адаптация +0.31 +0.52 +0.64 + 1.37 +2.22 + 1.01
7 Мухановское, С 1 характеристики вытеснения 81.6 94,1 -15.3 -6.6 -3.5 -7.7 -23.3 -107
адаптация -054 -1.19 -1.72 -2.27 -2.94 -1.73
8 Сызранское, Б1 характешстики вытеснения 88.7 98.2 -39.3 •8.3 -18.3 -26.3 -9.9 -162
адаптация -0.04 -0.24 -0.58 -1.03 -1.39 -0.66
9 Эолъненское, Е2 характеристики вытеснения «1.0 97.9 -4.9 -27.5 -2)8 -31.6 -65.9 -27.2
адаптация -0.42 -0.83 -135 -2.01 -2.61 -1.44
10 Жигулевское, Д2+ДЗ характеристики вытеснения 84.5 98.4 -0,9 -9.9 -38.3 -21.2 -54.1 -19.1
адаптация -0.16 •0.26 -0.41 -0.49 -0.55 -0.37
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции,^
месторождение Вать-Еганское, пласт АВ,.^ (с учетом только
закачки СПС)
I-----—Накопленная фактическая добыча нефти --------Накопленная базовая добыча нефт
— Обводненность фактическая —------Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной и за
период), месторождение Вать-Еганское, пласт АВ,.г, (с учетом
только закачки СПС)
-Накопленная дополнительная добыча нефт», тыс. -Дополнительная добыча нефти за период, тыс.т.
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 3.7 Динамика добычи нефти, месторождение Вать-Еганское, пласт АВ.,
215
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции,
месторождение Вать-Еганское, пласт АВ,.г, (в результате закачки
СПС и увеличения отбора жидкости)
34000 _,_______
Динамика суммарной дополнительной добычи нефти (накопленной
и за период), месторождение Вать-Еганское, пласт АВ|2, (в
результате закачки СПС и увеличения отбора жидкости)
О • воздействие на пласт ПНП
Рис. 3-8 Динамика добычи нефти, месторождение Вать-Еганское, пласт
216
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Вать-Еганское, пласт АВ, г, (с учетом только
закачки СПС)
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной и за период), месторождение Вать-Еганское, пласт АВ,.г, (сучетом только закачки СПС)

- воздействие на пласт ПНП
Рис. 3.9 Динамика добычи нефти, месторождение Вать-Еганское, пласт АВ.,
217
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Вать-Еганское, пласт АВ, г, участок 10-4 (в результате закачки СПС и увеличения отбора жидкости)
Динамика суммарной дополнительной добычи нефти (накопленной
и за период), месторождение Вать-Еганское, пласт АВ, г, участок 10-
4 (в результате закачки СПС и увеличения отбора жидкости)
4 1_______
О - воздействие на пласт ПНП
Рис 3 10 Динамика добычи нефти, месторождение Вать-Еганское, пласт АВ, 2, участок 10 4
218
Список литературы
1 Абызбаев И И Об одном из методов оценки эффективности новых методов воздействия на залежь в геолого-промысловых условиях //Особенности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии - Вып 51 - Уфа, 1978
2 Аганов Г А , Вашуркин А И , Ревенко В М К вопросу прогнозирования разработки нефтяных месторождений по промысловым данным / / Проблемы нефти и газа Тюмени НТС - Вып 17 - 1973
3 Баишев Б Т и др Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений,- М • Недра, 1978
4 Баишев Б Т , Исайчев В В , Кожакин С В , Семин Е И , Сургучев М Л Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений -М Недра, 1978
5 Бан А , Богомолова А Ф , Максимов В А , Николаевский В Н , Оганджанянц
В Г , Рыжик В М Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей - М Гостоптехиздат, 1962
6 Борисов Ю П , Воинов В В , Рябинина 3 К Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений - М Недра, 1970
7 Бурдынь Т А , Горбунов А Т , Лютин Л В , Сургучев М Л , Цынкова О Э Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении М Недра, 1983
8 Временная методика оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи платов (РД 39-23-764-82) -ВНИИ, 1982
9 Губанов А И , Карпов С В О погрешности прогноза добычи нефти ш поздней стадии разработки нефтяных месторождений эмпирическими методами / / Создание эффективных технологий разработки нефтяных месторождений в сложных горно-геологических условиях - Куйбышев Гипровостокнефть, 1989
10 Ентов В М , Полищук А М Движение аномальных жидкостей в пористой среде //Реология (полимеры и нефть) - Новосибирск Изд-во СО АН СССР, 1977
11 Ентов В М , Полищук А М О роли сорбционных процессов при движении полимерных растворов в пористой среде / / Изв АН СССР МЖГ - 1975 jNb 3 - С 68-76
12 Забродин Д П , Сурина В В Приближенная методика расчета процесса вытеснения нефти оторочкой мицеллярного раствора / / Научно-технический сборник (НТС) ВНИИ -"Вып 57 М , 1976
13 Индельман П В , Кац'Р М Математическое моделирование процесса разработки нефтяного месторождения с помощью модели двухфазной фильтрации слабосжимаемых жидкостей //Тр ВНИИнефти - Вып 81 -М , 1982-С 57-62
14 Индельман П В , Кац Р М Об адаптации модели двухфазной фильтрации слабосжимаемых жидкостей при проектировании разработки нефтяных месторождений //Тр ВНИИнефти - Вып 81 - М , 1982 С 28-35
15 Казаков А А Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий //Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений -1999 - №5
219
16 Казаков А А Прогнозирование показателей разработки месторождения по характеристикам вытеснения нефти водой // Нефтепромысловое дело -1976 .4» 8
17 Камбаров Г С и др К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения //Азербайджанское нефтяное хозяйство -1974-№3 С 2223
18 Карпов С В , Житомирский В М , Программа "Выбор эмпирической модели для прогнозирования технологических показателей разработки нефтяных месторождений" //Информационный листок - Н> 29-88, ЦНТИ, Куйбышев 1988
19 Киси ченко Б Е Влияние соотношения вязкостей и скоростей вытеснения на характер продвижения водо-нефтяного контакта и нефтеотдачу пласта (поданным лабораторных исследований) //Нефтяное хозяйство - 1963 -№11 С 35-40
20 Кисиленко Б Е , Кеннави Ф А Методы повышения нефтеотдачи залежей нефти повышенной вязкости на конечной стадии разработки //Нефтяное хозяйство - 1976 - № 8 С 31 33
21 Ковачев В С , Либерман Л Б , ЛИХНИЦКАЯ Н Ю Адаптация математической модели нефтяной залежи по данным истории разработки / / Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений// Тр Гипровостокнефть Куйбышев - 1983 С 102110
22 Ковалев ВС, Бутузова Н О Оценка надежности прогноза разработки нефтяной залежи по данным адаптации параметров ее математической модели /•'Геологические пробтемы разработки нефтяных месторождений / /Тр Гипровостокнефть - Куйбышев -1986 - С 38 48
23 Ковалев В С и др Влияние учета работы скважин на точность прогноза показателей разработки нефтяных залежей / / Создание эффективных технологий разработки нефтяных месторождений в сложных горно геологических условиях //Тр Гипровостокнефть Куйбышев - 1989 - С 22-32
24 Ковалев В С и др Оценка эффективности заводнения нефтяных залежей на месторождениях Куйбышевской об части //Создание эффективных технологий разработки нефтяных месторождений в сложных горно геологических условиях //Тр Гипровостокнефть Куйбышев - 1989 - С 12 21
25 Ковалев В С и др Сопоставление различных методов определения коэффициента извлечения нефти при разработке нефтяных залежей на водонапорном режиме / / Разработка нефтяных месторождений в различных геолого физических условиях //Тр Гипровостокнефть -Куйбышев - 1984 С 29-35
26 Ковалев В С , Гучко Л Вопросы автоматизации работ по проектированию разработки нефтяных месторождений М ВНИИОЭНГ, 1988 - С 56
27 Ковалев В С , Житомирский В М , Прогноз разработки: нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения М Недра, 1976 - 247 с
28 Ковалев В С , Рюмин А И Применение ЭВМ при прогнозе показателей заводнения залежей на поздней стадии разработки //Эффективность различных систем заводнения нефтяных пластов на месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей / /Тр Гипровостокнефть Куйбышев 1981 -С 129-137
220
29 Ковалев В С , Сазонов Б Ф , Либерман Л Б , Пономарев А Г, Лихницкая Н Ю Опыт применения методики автоматизированной адаптации (настройки) параметров математической модели нефтяной затежи по данным истории ее разработки //Тез докл семинара "Методология системного анализа проб тем разработки нефтяных и газовых месторождений" - Пермь, 1987 - С 13-14
30 Ковалева О С , Ковалев В С Метод оценки эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки нефтяных залежей // Информационный листок >*> 87-69 ЦНТИ - Куйбышев, 1987 С 2
31 Колганов В И , Гавура А В Использование различных эмпирических зависимостей при прогнозировании добычи нефти и воды по залежам в завершающей стадии разработки //Геология и разработка нефтяных месторождений - Куйбышев Тр Гипровостокнефтъ, 1976 - Вып XXVII -С 72-76
32 Колганов В И , Губанов А И Нефтеотдача и условия завершающей стадии разработки нефтяных месторождений на Самарской Луке Куйбышевской области //Тр Гипровостокнефть - Вып XI - М Недра, 1967 - С 129-137
33 Леви Б И , Станкевич И Л Методика расчета процессов вытеснения нефти из многослойных пластов оторочкой водорастворимых полимеров // Нефтяное хозяйство - 1971 - №10 С 42-44
34 Ленчевский А В К расчету вытеснения нефти из пласта водой, загущенной полиакриламидом / /Теория и практика разработки нефтяных месторождений Уфа, 1972
35 Либерман Л Е , Ковалев В С , Сазонов Б Ф , Лнхницкая Н Ю, Автоматизация процесса адаптации параметров математической модели залежи по истории ее разработки //Проблемы разработки нефтяных месторождений на поздней стадии //Тр Гипровостокнефть Куйбышев, 1985 - С 29-36
36 Максимов М И Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой //Геология нефги и газа - 1959 - № 3 - С 42-47
37 Маскет М Течение однородных жидкостей в пористой среде - М Гостоптехиздат, 1949
38 Мае тянцев Ю В , Кащавцев В Е , Бученков Л Н К оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов/ /НТС ВНИИ -Вып 71 - М , 1980 - С 34-37
39 Мелик Пашаев В С и др Методическое руководство по определению нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным и пересчету запасов нефти по дтительно разрабатываемым залежам М Недра, 1964
40 Методика анализа опытно-промыипенных работ по повышению нефтеотдачи пластов - РД 39 9 492-60 - М ВНИИ 1980
41 Методика анализа опытно промышленных работ по повышению нефтеотдачи пластов - РД-39 3-23-492-80 - М ВНИИ, 1980
42 Методика оценки эффективности применяемых методов по наиболее полному извлечению нефти из недр (проект) - М ВНИИОЭНГ, 1978
43 Методика планирования дополнительной добычи нефти за счет применения гео л ого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов -ПО Татнефть. 1993
221
44 Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа - М Минтопэнерго РФ, 1995
45 Методика, программа промысловых исследований н опытно-промышленных испытаний технологии полимерного воздействия на опытном участке Абдрахмановскои площади Ромашкинского месторождения - Самара, 1992 -Фонды АО "Татнефть"
46 Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования Госстрой России, Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ, Госкомпром России М , 1996
47 Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений - РД 39-0147035-203-87 М , 1986
48 Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений РД 39-0147035-202-87 -М , 1987 -46с
49 Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений - М ВНИИнефть и др , 1991
50 Методическое руководство по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов - РД 39-079-91 - М ВНИИ, 1990
51 Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов РД 39-0147035 209 87 - М ВНИИнефть, 1987
52 Методическое руководство по оценке промысловой эффективности методов уве тичения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением -ТатНИПИнефть, 1992
53 Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов РМНТК "Нефтеотдача", ВНИИнефть, 1994
54 Методическое руководство по оценке технологическои эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и HOI их технологий -РД 153-39 1 004-96 - РМНТК "Нефтеотдача" и др , 1996
55 Методическое руководство по экономическому обоснованию схем и проектов разработки нефтяных месторождений М ВНИИнефть, 1973
56 Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений - М Недра, 1968
57 Назаров С Н , Сипачев Н В Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей //Изв ВУЗов//Нефть и газ - 1972 №10 - С 41-45
58 Отчет по теме Внедрить технологии полимерного воздействия, включая применения ВУС, с целью увеличения нефтеотдачи на месторождениях Татарстана - Х/д № 94 - Самара, 1994 - Фонды АО "Татнефть1
59 Оцеьха нефтеотдачи по промысловым данным Тематический научно-технический обзор /Серия "Добыча" - М ВНИИОЭНГ, 1972
60 Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений - М Миннефтепром, 1987
222
61 Раковский Н Л Определение эффекта при внедрении методов повышения
нефтеотдачи пласта//Нефтепромысловое дело - 1977 - № 3
62 Раковский Н Л , Кашавцев В Е Опредечение охвата залежи воздействием методов повышения нефтеотдачи //Геология нефти и газа - 1981 - №4 -С 47-49
63 Регтамент проведения авторских надзоров за реализацией проектов н технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений - РД 39-9-490 70 - М , 1980 - 49 с
64 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений - РД 153-39-007-96 Минтопэнерго РФ, ВНИИнефть - М ,1996
65 Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений с применением новых методов повышения нефтеотдачи пластов - РД-39-8-135 79 - М ВНИИнефть, 1980
66 Регламент составления проектов и техночогических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений - РД-39-0147035-207 86 - М Миннефтепром, 1986 - 105 с
67 Руководство по проектированию и применению метода заводнения с кислотами - РД-39-2 66-78 - ТатНИПИнефгь
68 Руководство по проектированию и применению метода щелочного заводнения - ВНИИнефть, J979
69 Руководство по проектированию и применению поверхностно активных веществ (ПАВ) - Уфа, 1977
70 Руководство по проектированию и применению циклического заводнения -РД-39-1 72-78 М ВНИИ
71 Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода воздействия на пласт водой, загущенной, полимерами - РД-39 3 36-77 - Гипровостокнефть
72 Руководство по проектированию и технике экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт РД-39-23 1277-92 - Куйбышев Гипровостокнефть, 1991
73 Руководящий документ по определению эффективности применения технологий повышения добычи нефти и нефтеотдачи пластов (Проект) -ОАО «ЛУКойл», 1997
74 Сазонов Б Ф Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме - М Недра, 1973 - С 238
75 Сазонов Б Ф Характеристики процесса вытеснения несмещивающихся жидкостей в систем}' скважин //Тр Гипровостокнефть- Вып 5, М Гостоптехиздат, вып , 1962 с 82-88
76 Совершенствование метода полимерного заводнения с целью расширения области его рентабельного применения и повышения эффективности / / Отчеты по заказ-наряду 82 2525 - Фонды Гипровостокнефть, 1984 и 1985
77 Субботина Е В Применение двумерной двухфазной математической модели при воспроизведении истории разработки и прогнозе технологических показателей залежи пласта А Хилковского месторождения //Создание эффективных технологий разработки нефтяных месторождений в сложных горно геологических условиях //Тр Гипровостокнефть, 1989 - С 102-112
223
78 Сургучев М Л Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М Недра, 1985
79 Сургучев М Л , Фурсов А Я , Тдлдыкин К С Методика обоснования требований к изученности параметров для проектирования разработки месторождений //Нефтяное хозяйство - 1979 - №> 12
80 Технолотичекий регламент на применение циклической закачки полимерных систем (СПС) на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения //Х/д №2 Самара, 1996 - Фонды АО "Татнефть "
81 Технологический регламент на применение циклической закачки полимерных систем (СПС) на Ивашкино Мало-Сульчинском месторождении Х/д №2, этап 1 - Самара, 1996 - Фонды АО "Татнефть"
82 Технологический регламент на применение циклической закачки полимерных систем (СПС) на Бурейкинском месторождении Х/д №2, этап 1 Самара, 1996 Фонды АО "Татнефть'
83 Токарева Н А , Цынкова О Э О мицеллярном-полимерном заводнении нефтяных пластов в условиях необратимой сорбции //Изв АН СССР, МЖГ 1979 № 2 - С 63-70
84 Токарева Н А , Цынкова О Э Определение эффективности процесса вытеснения нефти раствором полимера, проявляющим неньютоновские свойства //Тр ВНИИ Вып 60 М Недра 1977 - С 43 50
85 Усенко В Ф , Халимов Э М Методические положения проведения промыстовых экспериментов по оценке эффективности новых методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи, анализа результатов и оценке эффективности //Тр БашНИПИнефть, 1973 Вып 33 С 101-112
86 Форест А Гарб Расчеты динамики падения добычи по данным обводненности добываемой продукции/ /Инженер-нефтяник - 1978 - № 7 - С 21-25
87 Швецов И А .Горбатова А Н Приближенная методика расчета показателей процесса вытеснения нефти оторочкой растворов полимеров для площадных систем //Тр Гипровостокнеф1Ь - Вып 29 Куйбышев кн изд-во, 1978
88 Jones-Рагга J , Colhoun J С Calculation of Linear Water flood bv the Stabilized Zone Method //Trans AIME - 1955 - V 192

На главную страницу