СОПОСТАВИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗУЕМЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ

COMPARATIVE ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF THE IMPLEMENTED SYSTEMS DEVELOPMENT ON THE FIELDS OF THE SAMARA REGION

Tatyana Kuznetsova

assistant professor of Samara State Technical University,

Russia, Samara

Svyatoslav Trofimov

a student of the Samara State Technical University,

Russia, Samara

Ruslan Mustafayev

a student of the Samara State Technical University,

Russia, Samara

АННОТАЦИЯ

Для оценки состояние разработки пластов различных месторождений, часто сравнивают его показатели с аналогичными показателями других месторождений. Для сравнения эффективности разработки был проведён сопоставительный анализ по 15 объектам разработки Самарской области, при τ (степени прокачки) =1.

ABSTRACT

To assess the state of development of the various layers of deposits, always compare its performance with those of other fields. To compare the effectiveness of the development was carried out a comparative analysis on the development of 15 objects of the Samara region, while T (degree of bleeding) = 1.

Ключевые слова: Сопоставительный анализ; характеристики вытеснения; эффективность разработки; коэффициент нефтеотдачи.

Keywords: Comparative analysis; displacement characteristics; development efficiency; the recovery factor.

Задача сопоставительного анализа состоит в том, чтобы на фактическом материале, с использованием данных по залежам, разрабатываемым длительное время с заводнением, количественно оценить величину прироста коэффициента нефтеизвлечения при различной степени промывки пласта. Для разработчиков и проектировщиков давно известно, что нефть необходимо брать с водой, если без воды её взять нельзя. Поэтому чем больше объем прокачки воды в пласт, тем больше добывается нефть.

В качестве оценки эффективности реализуемых систем принята величина КИН при одинаковой степени промывки.

Кв – отношение объема вытесненной нефти к ее начальному объему в пласте при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды.

Произведение коэффициентов охвата (Кохв) и сетки (Кс) – является величиной охвата пласта процессами воздействия по объему.

Кратность промывки определяется формулой:

где: Q_бал – балансовые запасы месторождения,  – объем жидкости в пластовых условиях.

Кратность промывки пласта – τ, будучи величиной относительной, удобна, так как она применима при анализе, как небольших, так и крупных месторождений.

Используемый нами прием весьма удобен тем, что позволяет использовать первичные, а поэтому в меньшей мере искаженные, исходные величины, как отбор жидкости, учитываемый в промысловых условиях достаточно надежные геологические запасы нефти на поздней и завершающей стадиях.

По месторождениям России под руководством Базива В.Ф, который в настоящее время является членом центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых, был проведен тренд – анализ характеристик вытеснения, где прогнозировался КИН при прокачке τ=1; 1,5; 2,0. В результате фактическая и расчетная КИН показало высокую сходимость.

В результате таких расчетов были составлены палетки, построенные по данным тех объектов, по которым были достигнуты высокие значения промывки (τ).

Исходя из этого, для определения количественной оценки КИН по 15 месторождениям Самарской области использовались палетки.

Используя эти палетки (рис. 1) проведем оценку технической эффективности по 15 месторождениям Самарской области, находящихся в поздней стадии разработки.

Рисунок 1. Палетка зависимости КИН от степени промывки

Данные по рассматриваемым месторождениям представлены в таблице 1.

В таблице представлены основные геолого-физические свойства пластов, влияющие на разработку, такие как проницаемость, вязкость и коэффициент подвижности.

Оценивая состояние разработки пластов различных месторождений, часто сравнивают его показатели с аналогичными показателями других месторождений. В этом, собственно говоря, и заключается смысл сопоставительного анализа. И если есть необходимость, посмотреть применение наиболее эффективных мер, и использовать их у себя на месторождении.

Таблица 1.

Геолого-физические свойства объектов

По таблице 2 видим, так выглядит палетка, составленная по данным месторождениям. Все объекты совпали с представленными кривыми. По этим палеткам можно так же определить при какой прокачке будет достигнут проектный КИН. Для сравнения эффективности разработки на основе палеток (рис. 1) проведем сопоставительный анализ (рис. 2), при τ =1, где в основном уже сформировалась система разработки, так как некоторые не достигли τ =1, а некоторые превысили 1.

Рисунок 2. Степень промывки порового нефтенасыщенного объема пор

В таблице 2 приведены текущие показатели по 15 месторождениям и объектам разработки. Объекты разработки проранжированы в диапазоне КИН-1 от 0,64 до до 0,32.

Всего в таблице 2 выделено 4 ступени. На каждой ступени занимают места объекты, достигшие одинакового значения КИН-1, находящиеся примерно в близких геологических условиях. Безусловно, эффективность применяемых систем зависит не только от природных факторов, но и от параметров систем (размещение скважин, применение системы заводнения и т. д.) Как видно из таблицы, какие-то месторождения имея такие же геологические характеристики не достигли высокого КИН. Это говорит о неэффективной системе разработки.

Таблица 2.

Проранжированные объекты разработки по КИН

Кроме того, по характеристикам вытеснения и проведенным расчетам для данных месторождений можно определить:

1.  Технологические показатели разработки на оставшийся период разработки: Qн; Qв; Qж; обводнённость.

2.  Сколько отбирается запасов нефти на различных этапах промывки пласта;

3.  Сколько отбирается воды на 1 тонну добываемой нефти на различных этапах промывки пласта.

По всем пластам при τ =1;1,5;2 определим показатели промывки пласта.

В результате посчитав показатели отбора жидкости по 15 месторождениям, была сделана таблица 3 – зависимости дебита жидкости от обводненности. По ней видно, сколько жидкости отбирается при различных диапазонах обводненности.

Таблица 3.

Зависимости дебита жидкости от обводненности

ВЫВОДЫ:

Выполненный сопоставительный анализ фактических и прогнозных показателей разработки месторождений показал:

·     Эффективность применяемых систем зависит не только от природных факторов – подвижность нефти и расчлененность пластов, влияние законтурной области, но и такими параметрами системы, как размещение добывающих и нагнетательных скважин, их соотношением, системой воздействия и т. д. Однако выбор этих систем осуществлялся с учетом природных факторов.

·     На этапе прокачки жидкости в количестве одного объема пор (t=1,00) из недр месторождений, разрабатываемых с заводнением в среднем извлекается 84,5 % запасов нефти. Нефтеотдача по месторождениям в зависимости от особенностей геологического строения продуктивных пластов, их продуктивности, степени неоднородности, а также от эффективности реализуемых систем разработки колеблются в широких пределах- от 0,65 до 0,3 при прокачке жидкости в количестве одного объема пор.

·     За период разработки месторождений с обводненностью до 5 % отбираются всего лишь 9,7 % извлекаемых запасов нефти. В диапазоне от 5,1–50 % – отбирается 40,1 % запасов; на этапе обводненности 50,1–90 % отбор запасов нефти составляет 27,5 % и на этапе обводненности, превышающий 90 % отбирается 22,7 % запасов. Следует отметить, что на 4 стадию разработки приходится почти четверть запасов. С позиции разработки данная стадия является наиболее трудной и продолжительной.

Список литературы:

1. Абызбаев И.И., Насыров Г.Г.: О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон. Геология нефти и газа, № 2, 1975 г.

2. Амелин И.Д., Сургучев М.А., Давыдов А.В. «Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии» Москва, «Недра», 1997 г.

3. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов, – М.: Недра, 1984 г.

4. Токарев М.А., Ахмерова Э.Р., Газизов А.А., Денисламов И.З.: Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. Учебное пособие – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001 – 115 с.

5. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. История развития, современное состояние и прогнозы. – М., РГУНГ им. И.М. Губкина, 2001.