Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"

Размер создаваемой в пласте оторочки выбирается по результатам промысловых исследований и в зависимости от конкретных геолого-физических условий уточняется и составляет величину не более 1 % порового объема.

Концентрация АФ₉-6 в оторочке составляет 5-10 % мас. В технологическом процессе используются материалы и оборудование, выпускаемое отечественной промышленностью.

Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ

Сущность метода применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) основана на повышении нефтевытесняющих свойств воды и активизации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и уменьшения краевых углов смачивания.

Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти.

Закачка водорастворимых ПАВ осуществляется либо путем долговременной дозированной закачки с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой (0,05 %) концентрации, либо путем разовой закачки малых объемов растворов высокой (5-10 %) концентрации ПАВ в отдельные нагнетательные скважины. В качестве водорастворимых ПАВ используются ПАВ типа ОП-10, АФ₉-12.

Преимуществами разовой технологии являются высокая эффективность и ускорение работ с учетом постепенного размыва концентрированной оторочки, разрушаемой в пласте закачиваемой водой. Используются 5-10% растворы ПАВ с оторочкой 0,005 - 0,010 порового объема пласта. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения при первичном заводнении составляет 4,5%.

Применение капсулированных полимерных систем

Технология предназначена для обеспечения регулирования процесса разработки в неоднородных и многопластовых коллекторах, увеличения нефтеотдачи и сокращения сроков разработки объектов воздействия с выходом на запланированный коэффициент нефтеотдачи.

Разработанная технология предлагает использование полимерной композиции, представляющей собой полимерный раствор с добавлением солей алюминия. Введение солей алюминия в полимерный раствор при оптимальном соотношении позволяет получить на основе гетерофазной сшивки макромолекул капсулированные полимерные системы. Размер полимерных капсул составляет 0.1-10мкм.

Механизм действия модифицированного полимерного заводнения заключется в том, что капсулы сшитого полиакриламида временно закупоривают по глубине пласта высокопроницаемые участки, тем самым изменяют направление движения воды в слабо дренируемые зоны пласта. В результате достигается повышение охвата заводнением.

Для реализации технологии требуется специальная установка для приготовления и закачки полимерной композиции в водоводы высокого давления нагнетательных скважин. В случае отсутсвия установки испытание технологии предполагается осуществить путем использования существующих на промыслах технологических средств.

Применение композиций ДКМ

Технология предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счёт увеличения охвата пластов заводнением, которое достигается путём предварительного блокирования высокопроницаемых обводнившихся зон пластов вязкоупругими сшитыми системами и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки. Создание блокирующей оторочки в пласт осуществляется закачкой в нагнетательные скважины сшитых полимерных систем на основе эфиров целлюлозы, полимерных реагентов, наполнителей и воды.

Технологию рекомендуется применять при разработке нефтяных месторождений, представленных неоднородными по проницаемости коллекторами. Для сравнения микробиологического воздействия с другими третичными методами ПНП рассмотрим таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Сравнение эффективности некоторых МУН на объектах Западно-Лениногорской площади на 1 января 2006 г (отчетность ТатАСУнефть)

	2000 г	2001 г	2002 г	2003 г
наименование мероприятия	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т
ЩСПК + ГОК		330	2	265	1	2522	2	3099
Микробиологическое воздействие	1	6363	23	4935	12	8167	3	7482
Оторочка серной кислотой		0		0		0		0
Оторочка раствора ПAB					2	19		0
ТатНО-2000-03 (Латекс)			1	15		1069		893
ЩСПК + ГОК		1077		657	6	10891
Микробиологическое воздействие		2549		457	71	44897
Оторочка серной кислотой		0		0	1	3501
Оторочка раствора ПAB		0		0	2	19
ТатНО-2000-03 (Латекс)		581		0	1	2558

Из таблицы видно, что микробиологическое воздействие было проведено в 71 нагнетательных скважинах. В результате суммарная дополнительная добыча за период с 2000 г по 2005 г составила 44897 т, что в среднем на одну скважину - 632 т.

Метод ЩСПК + ГОК принес дополнительную добычу 10891 т, в среднем на одну скважину - 1815 т.

При закачке серной кислоты в одну нагнетательную скважину дополнительная добыча составила 3501 т.

Оторочка раствора ПАВ оказалась наименее эффективным мероприятием, т.к. принесла всего лишь 19 т дополнительной добычи.

Применение мероприятия ТатНО-2000-03 позволило получить дополнительную добычу 2558 т.

В результате проделанного анализа видно, что микробиологическое воздействие мало эффективно и это способствовало отказу НГДУ "Лениногорскнефть" от данного мероприятия на Западно-Лениногорской площади.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

4.1 Выбор участка

Технология МБВ-М реализуется на нагнетательных скважинах, находящихся под закачкой как пресных, так и минерализованных вод.

Объект разработки - залежи нефти в терригенных коллекторах, разрабатываемые с использованием заводнения.

Оптимальные геолого-технические условия участков для применения технологии МБВ-М следующие:

- система разработки - внутриконтурное заводнение;

- проницаемость - не менее 0,1 мкм²;

- обводненность добывающих скважин участка воздействия - от 60% до 98%;

- пластовая температура - не более 50 С;

- нефтенасыщенная толщина пласта - от 2 м до 10 м;

- приемистость нагнетательных скважин (при Р = Р_доп - 25 %) - не менее 100 м³/сут;

- вязкость нефти в пластовых условиях - от 3 до 50 мПас

- плотность закачиваемой воды на участке воздействия - не более 1150кг/м³;

- плотность воды, используемой для получения микробиологического раствора - не более 1065 кг/м³;

Технологический процесс (ТП) осуществляется через скважину имеющую герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ), характеризующуюся отсутствием заколонных перетоков.

Непосредственно перед началом работ (но не позднее, чем за сутки) скважина подключается под закачку воды с целью выхода на установившийся режим работы.

Выбор скважины для технологии МБВ-М осуществляется геологической службой НГДУ совместно с разработчиками технологии исходя из геолого-промысловых данных и критериев применимости технологии и утверждается главным геологом НГДУ.

4.2 По методу "прямого" счета

Эта методика может применяться для экспортной оценки эффекта МУН. Суть методики заключается в следующем.

Таблица 4.2.1 Показатели работы (нагнетательная скважина № 1)

Предыстория	История
Дата	Добыча за месяц, тыс.т	Дата	Добыча за месяц, тыс.т
	нефть	вода		нефть	вода
07.2008	345	9265	07.2009	371	8670
08.2008	268	9245	08.2009	359	8569
09.2008	257	8600	09.2009	336	8963
10.2008	249	7669	10.2009	264	8863
11.2008	276	10604	11.2009	255	10203
12.2008	286	10887	12.2009	218	10463
01.2009	323	7956
02.2009	281	7688
03.2009	321	8941
04.2009	354	8583
05.2009	363	8837
06.2009	319	8487

В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем месяц (07.2008) на 1 год раньше месяца начала воздействия МУН (07.2009), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рисунок 1) наносим точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую через месяц начала воздействия (07.2009).

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (3642 т) и среднемесячную добычу в этот период (303,5 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия (07.2009). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 1 точке, во втором - и в третьем - по 5 точек. Для определения наличия тренда и его надежности рассчитываем коэффициент ассоциации Юла:

(4.2.1)

где а, б, в, г - количество точек в соответствующих квадрантах. Если К_аЮл > 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным.

Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (1681 т) и вторые 6 месяцев (1961 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (280,2 т) и вторую половину предыстории (326,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (07.2009 - дата начала воздействия). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (323 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия).

Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (3 из 6 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологического воздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия на дату анализа (с 1.07.2009 по 1.01.2010 гг.). Она оказалась равной 1803 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 300,5 т, или на 7,49 % меньше базовой (323 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (300,5т) базовую среднемесячную добычу нефти (323 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (-405т, т.е. добыча сократилась), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (22,46 %), а также удельную технологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии (-3 т/м³).

Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.1), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (96,7 % и 96,87 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (323 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (8897 т) и истории (9289 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 96,5 % и 96,64 %.

Рис. 4.2.1. Динамика добычи нефти по скважине № 1

Таблица 4.2.2 Показатели работы (нагнетательная скважина № 2)

Предыстория	История
Дата	Добыча за месяц, тыс.т	Дата	Добыча за месяц, тыс.т
	нефть	вода		нефть	вода
02.2008	358	1436	06.2009	429	1105
03.2008	409	1622	07.2009	486	1123
04.2008	395	1463	08.2009	545	1163
05.2008	433	1385	09.2009	645	1569
06.2008	385	1365	10.2009	359	948
07.2008	432	1557	11.2009	469	1257
08.2008	435	1598
09.2008	635	1077
10.2008	590	1035
11.2008	347	1385
12.2008	352	1465
01.2009	501	1135
02.2009	461	1159
03.2009	440	1335
04.2009	413	1315
05.2009	487	1254

В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем месяц (02.2008) на 16 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН (06.2009), т.е. в качестве ближней предыстории берем 16 месяцев. На график (рисунок 2) наносим точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую через месяц начала воздействия (06.2009).

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 16 месяцев предыстории (7073т) и среднемесячную добычу в этот период (442т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия (06.2009). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалась 1 точка, в четвертом - 4 точки, во втором - 4, и в третьем - 7 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 8 месяцев (3482 т) и вторые 8 месяцев (3591 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (435,3 т) и вторую половину предыстории (448,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2009 - дата начала воздействия). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (458 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (4 из 6 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологического воздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия на дату анализа (с 1.06.2009 по 1.12.2009 гг.). Она оказалась равной 2933 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 489 т, или на 6,3 % больше базовой (458 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (489т) базовую среднемесячную добычу нефти (458 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (678,3т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (23,13%), а также удельную технологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии (8,5 т/м³).

Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.2), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (75,3 % и 70,9 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (458 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (1349 т) и истории (1194 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 74,7 % и 72,3 %.



Рис. 4.2.2. Динамика добычи нефти по скважине № 2

Таблица 4.2.3 Показатели работы (нагнетательная скважина № 3)

Предыстория	История
Дата	Добыча за месяц, тыс.т	Дата	Добыча за месяц, тыс.т
	нефть	вода		нефть	вода
10.2008	546	496	06.2009	609	1004
11.2008	600	561	07.2009	679	1146
12.2008	727	1322	08.2009	613	1068
01.2009	625	1006	09.2009	709	1063
02.2009	625	977	10.2009	670	1125
03.2009	718	1106	11.2009	666	1048
04.2009	653	995
05.2009	651	1065

В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем месяц (10.2008) на 8 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН (06.2009), т.е. в качестве ближней предыстории берем 8 месяцев. На график (рисунок 3) наносим точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую через месяц начала воздействия (06.2009).

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 8 месяцев предыстории (5145т) и среднемесячную добычу в этот период (643,1 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия (06.2009). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 1 точке, во втором - и в третьем - по 3 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 4 месяцев (2498т) и вторые 4 месяцев (2647 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (624,5 т) и вторую половину предыстории (661,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2009 - дата начала воздействия). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (681 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (1 из 6 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологического воздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия на дату анализа (с 1.06.2009 по 1.12.2009 гг.). Она оказалась равной 3946 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 657,7 т, или на 3,55 % меньше базовой (681т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (657,7т) базовую среднемесячную добычу нефти (681 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (-326,7т, т.е. добыча сократилась), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (8,28 %), а также удельную технологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии (-3,63 т/м³).

Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.3), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (59,4 % и 62 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (681 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (941 т) и истории (1075,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58 % и 61,2 %.

Рис. 4.2.3. Динамика добычи нефти по скважине № 3

4.3 По характеристикам вытеснения

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

Применительно к решению рассматриваемых далее задач под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях координат в зависимостях.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

-простота применения данного метода прогноза;

-извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

(4.3.1)

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (V_н,V_в,V_ж).

Успешность использования характеристик вытеснения при определения технологического эффекта от БГС и интенсификации притока нефти обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.

При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.

где Q_н, Q_н, Q_ж - фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости; a, b - постоянные коэффициенты.

Для определения добычи нефти за счет применения ГС по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel).

Рассмотрим подробнее метод Максимова на примере скважины № 1

 (4.3.9)

(4.3.10)

Критерий Тейла:

(4.3.11)

Таблица 4.3.1 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

ДАТА	Добыча за месяц,т.	Добыча накопленная,т.
	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
07.08	345	9265	345	9610
08.08	268	9245	613	19123
09.08	257	8600	870	27980
10.08	249	7669	1119	35898
11.08	276	10604	1395	46778
12.08	286	10887	1681	57951
01.09	323	7956	2004	66230
02.09	281	7688	2285	74199
03.09	321	8941	2606	83461
04.09	354	8583	2960	92398
05.09	363	8837	3323	101598
06.09	319	8487	3642	110404
07.09	371	8670	4013	119445
08.09	359	8569	4372	128373
09.09	336	8963	4708	137672
10.09	264	8863	4972	146799
11.09	255	10203	5227	157257
12.09	218	10463	5445	167938

Таблица 4.3.2 Рассчитанные базовые кривые

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Максимов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
07.08	5,763	9,2281	1754,28	5859,24	-304,07	248,52	-302,29
08.08	6,430	9,8180	1887,40	4301,66	626,30	558,09	624,50
09.08	6,800	10,1774	1920,71	3803,58	1139,28	846,32	1137,13
10.08	7,042	10,4357	1918,01	3566,38	1474,17	1103,98	1472,77
11.08	7,298	10,6620	1964,75	3371,43	1831,93	1458,04	1829,34
12.08	7,506	10,8534	1992,95	3247,41	2121,00	1821,64	2117,83
01.09	7,636	11,0338	1949,64	3182,51	2298,78	2091,05	2297,69
02.09	7,746	11,1685	1931,03	3133,71	2450,78	2350,38	2450,72
03.09	7,860	11,3034	1916,19	3088,71	2608,31	2651,79	2609,15
04.09	7,959	11,4341	1888,10	3053,84	2743,94	2942,62	2746,17
05.09	8,051	11,5529	1864,83	3024,35	2870,61	3242,00	2874,02
06.09	8,132	11,6469	1855,12	3000,73	2981,96	3528,57	2985,97
07.09	8,208	11,7465	1834,03	2980,10	3086,93	3822,78	3091,99
08.09	8,278	11,8344	1818,10	2962,58	3183,19	4113,32	3189,08
09.09	8,346	11,9104	1813,24	2946,75	3277,01	4415,93	3283,27
10.09	8,408	11,9664	1824,59	2933,16	3363,76	4712,94	3369,73
11.09	8,475	12,0178	1846,44	2919,53	3457,15	5053,27	3462,42
12.09	8,539	12,0597	1874,69	2907,36	3546,63	5400,85	3550,93
Коэфф. A	-3,13684	3,230525	-31628,6	2728,19	-12583,2	-64,2134	-12654,2
Коэфф. B	0,970435	1,026355	34626	-30089419	1344,335	0,032542	1346,908
Критерий Тейла	0,017256	0,007321	0,02051	0,014113	0,044377	0,010731	0,044397

Таблица 4.3.3

Дата	Формула Камбарова	Формула Говорова-Рябинина	Формула Пост. Нефтесод.	Среднее значение
	накопл доб. нефть,т	доп.добыча	накопл доб. нефть,т	доп.добыча	накопл доб. нефть,т	доп.добыча	доп.добыча
		за месяц	накопл.		за месяц	накопл		за месяц	накоп.	за месяц	накоп.
07.09	2980,10	1032,9	1032,9	3675,87	337,12	337,12	3822,78	190,21	190,21	520,08	520,08
08.09	2962,58	1409,42	2442,32	3941,49	430,50	767,63	4113,32	258,67	448,89	699,53	1219,61
09.09	2946,75	1761,25	4203,57	4218,82	489,17	1256,8	4415,93	292,07	740,96	847,49	2067,11
10.09	2933,16	2038,84	6242,41	4492,58	479,41	1736,22	4712,94	259,05	1000,02	925,77	2992,88
11.09	2919,53	2307,47	8549,88	4807,2	419,79	2156,02	5053,27	173,73	1173,75	967,00	3959,88
12.09	2907,36	2537,64	11087,52	5129,26	315,73	2471,75	5400,85	44,14	1217,90	965,84	4925,72

Рис. 4.3.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.3. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)



Рис. 4.3.4. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

Данные расчетов по скв.№2, №3 приведены в таблицах 4.3.4 - 4.3.9.

Таблица 4.3.4 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№2

ДАТА	Добыча за месяц,т.	Добыча накопленная,т.
	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
02.08	358	1436	358	1794
03.08	409	1622	767	3825
04.08	395	1463	1162	5683
05.08	433	1385	1595	7501
06.08	385	1365	1980	9251
07.08	432	1557	2412	11240
08.08	435	1598	2847	13273
09.08	635	1077	3482	14985
10.08	590	1035	4072	16610
11.08	347	1385	4419	18342
12.08	352	1465	4771	20159
01.09	501	1135	5272	21795
02.09	461	1159	5733	23415
03.09	440	1335	6173	25190
04.09	413	1315	6586	26918
05.09	487	1254	7073	28659
6.09	429	1105	7502	30193
07.09	486	1123	7988	31802
08.09	545	1163	8533	33510
09.09	645	1569	9178	35724
10.09	359	948	9537	37031
11.09	469	1257	10006	38757

Таблица 4.3.5 Рассчитанные базовые кривые

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Максимов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
02.08	5,823793	7,340	492,605	11486,28	-1343,38	163,55	-1316,65
03.08	6,652752	8,016	603,0457	8042,717	642,4696	681,47	625,45
04.08	7,086245	8,385	1052,944	7048,254	1669,607	1155,28	1641,047
05.08	7,390142	8,666	1984,165	6552,063	2371,672	1618,88	2353,024
06.08	7,619737	8,857	2142,916	6258,648	2917,92	2065,14	2890,924
07.08	7,832965	9,032	2206,735	6036,096	3427,676	2572,35	3390,481
08.08	8,014996	9,179	2195,888	5877,55	3864,764	3090,78	3816,945
09.08	8,147826	9,358	4233,019	5777,405	4123,025	3527,35	4128,144
10.08	8,260552	9,497	5690,788	5701,446	4349,369	3941,73	4392,24
11.08	8,369153	9,569	5208,462	5635,303	4624,636	4383,40	4646,674
12.08	8,472574	9,637	4723,522	5578,13	4887,47	4846,75	4888,971
01.09	8,558009	9,726	5318,796	5534,808	5074,431	5263,94	5089,13
02.09	8,636509	9,800	5655,395	5497,875	5252,535	5677,05	5273,041
03.09	8,716514	9,866	5679,849	5462,862	5443,754	6129,69	5460,478
04.09	8,789158	9,923	5635,553	5433,212	5619,412	6570,34	5630,671
05.09	8,857778	9,987	5878,317	5406,955	5776,643	7014,31	5791,435
6.09	8,914869	10,039	6068,648	5386,329	5907,799	7405,49	5925,189
07.09	8,971715	10,094	6377,691	5366,833	6034,703	7815,79	6058,369
08.09	9,028994	10,153	6772,26	5348,186	6159,97	8251,34	6192,564
09.09	9,099044	10,218	7031,456	5326,668	6320,025	8815,93	6356,68
10.09	9,138387	10,252	7102,916	5315,174	6412,208	9149,22	6448,853
11.09	9,188266	10,294	7174,932	5301,182	6529,653	9589,36	6565,711
Коэфф. A	-2,37941	2,125022	91740,72	5000,988	-20441,7	-293,927	-20535,3
Коэфф. B	1,094898	0,886903	-113997	-11634616	2627,138	0,255007	2565,153
Критерий Тейла	0,014237	0,010871	0,060408	0,016605	0,027179	0,028408	0,027169

Таблица 4.3.6

Дата	Формула Камбарова	Формула Говорова-Рябинина	Формула Абызбаева	Среднее значение
	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча	доп.добыча
		за месяц	накопл.		за месяц	накопл.		за месяц	накопл.	за месяц	накопл.
06.09	5386,32	2115,67	2115,67	7425,67	76,32	76,32	7441,8	60,19	60,19	750,73	750,73
07.09	5366,83	2621,16	4736,83	7841,32	146,67	223,001	7877,09	110,90	171,09	959,58	1710,31
08.09	5348,18	3184,81	7921,65	8274,43	258,56	481,56	8341,46	191,53	362,63	1211,6	2921,95
09.09	5326,66	3851,33	11772,98	8862,80	315,19	796,76	8946,73	231,26	593,89	1465,9	4387,88
10.09	5315,17	4221,82	15994,81	9220,47	316,53	1113,29	9305,74	231,25	825,15	1589,8	5977,75
11.09	5301,18	4704,81	20699,62	9697,14	308,85	1422,15	9781,67	224,32	1049,47	1745,9	7723,75

Рис. 4.3.5. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)



Рис. 4.3.8. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №2)

Таблица 4.3.7 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№3

ДАТА	Добыча за месяц,т.	Добыча накопленная,т.
	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
10.08	546	496	546	1042
11.08	600	561	1146	3245
12.08	727	1322	1873	7497
01.09	625	1006	2498	13380
02.09	625	977	3123	20865
03.09	718	1106	3841	30174
04.09	653	995	4494	41131
05.09	651	1065	5145	53804
06.09	609	1004	5754	68090
07.09	679	1146	6433	84201
08.09	613	1068	7046	101993
09.09	709	1063	7755	121557
10.09	670	1125	8425	142916
11.09	666	1048	9091	165989

Таблица 4.3.8 Рассчитанные базовые кривые

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Макси-мов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
10.08	6,367073	6,173217	-145,871	7219,934	-4,74	1139,46	-0,21865
11.08	7,004604	7,096609	1902,251	4755,44	1213,02	1322,82	1310,575
12.08	7,474564	7,708453	2016,803	4094,31	2518,71	1676,722	2276,833
01.09	7,799656	8,067078	2893,663	3872,465	3086,34	2166,375	2945,236
02.09	8,049013	8,345191	3492,406	3771,047	3494,47	2789,366	3457,926
03.09	8,256051	8,602922	3871,876	3715,117	3858,18	3564,172	3883,606
04.09	8,429907	8,79847	4200,112	3681,722	4127,26	4476,144	4241,061
05.09	8,580643	8,966957	4434,762	3660,06	4372,76	5530,942	4550,981
06.09	8,712801	9,106285	4633,89	3645,31	4574,26	6719,993	4822,703
07.09	8,831991	9,24521	4775,162	3634,68	4777,11	8060,942	5067,763
08.09	8,939575	9,358569	4905,716	3626,843	4945,59	9541,804	5288,962
09.09	9,038058	9,47798	5017,643	3620,874	5097,41	11170,15	5491,447
10.09	9,128905	9,581185	5108,237	3616,224	5243,87	12947,9	5678,232
11.09	9,2129	9,67594	5193,64	3612,545	5369,26	14868,31	5850,929
Коэфф. A	2,467206	-1,67636	6341,679	3589,756	-9994,16	1052,732	-8018,52
Коэфф. B	0,561221	1,245447	-13629,1	-3782645	1609,489	0,083232	1153,895
Критерий Тейла	0,007578	0,012871	0,049668	0,005903	1,522027	0,004238	26,16246

Таблица 4.3.9

Дата	Формула Камбарова	Формула Абызбаева	Формула Пост. Нефтесод.	Среднее значение
	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча	доп.добыча
		за месяц	накопл.		за месяц	накопл.		за месяц	накопл.	за месяц	накопл.
07.09	3645,31	2108,69	2108,69	6080,25	-326,25	-326,25	6719,99	-965,99	-965,99	272,15	272,15
08.09	3634,68	2798,32	4907,01	6849,91	-416,91	-743,16	8060,94	-1627,94	-2593,93	251,16	523,31
09.09	3626,84	3419,16	8326,17	7627,96	-581,96	-1325,12	9541,80	-2495,80	-5089,74	113,80	637,10
10.09	3620,87	4134,13	12460,29	8417,41	-662,41	-1987,53	11170,15	-3415,15	-8504,89	18,85	655,96
11.09	3616,22	4808,78	17269,07	9217,92	-792,92	-2780,45	12947,90	-4522,90	-13027,79	-169,02	486,94
12.09	3612,54	5478,46	22747,52	10025,63	-934,63	-3715,08	14868,31	-5777,31	-18805,11	-411,16	75,78

Рис. 4.3.9. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.10. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)

Рис. 4.3.11. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)



Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)

5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

- накопленная добыча нефти (?Q_н), т;

- накопленная добыча жидкости (?Q_ж), т;

- накопленная закачка воды (?Q_зак), м³;

- действующий фонд добывающих скважин (N_д^дей);

- действующий фонд нагнетательных скважин (N_н^дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (N_б):

- добывающих (N_д^б);

- нагнетательных (N_н^б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Год	НБЗ, тыс.т.	НИЗ, тыс.т.	?Qн, тыс.т.	?Qж, тыс.т	?Qзак, тыс. м3	Nддей	Nндей	Nдб	Nнб
2009	138322	69990	54830	200323	236577	307	196	3	1

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Д_пер=365К (5.1)

Д_пер= 3650,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

Д_нов=160

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q_н^нов=8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

К_пад=0,93

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

(5.1)

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

(5.2),

7. Годовая добыча нефти всего

(5.3)

8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

(5.4)

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

(5.5)

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

(5.6)

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

 (5.7)

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

(5.8)

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

(5.9)

16. Накопленная добыча нефти:

(5.10)

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

(5.11)

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

(5.12)

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

(5.13)

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

(5.14)

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

(5.15),

22. Годовая добыча жидкости:

(5.16)

23. Добыча жидкости с начала разработки:

(5.17)

24. Годовая закачка воды:

(5.18)

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:

 (5.19)

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Годы	Добыча, млн. т	Накопленная добыча, млн. т	В, %	Закачка воды, млн. м3	Средний дебит по нефти, т/сут	КИН	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
	нефти	жидкости	нефти	жидкости		год
2010	0,462	10,286	55,292	311,764	0,96	13,840	250,417	4,22	39,97	1,23	1,46
2011	0,472	10,936	55,764	323,206	0,96	13,843	264,261	4,27	40,32	1,18	1,41
2012	0,463	11,153	56,228	334,647	0,96	13,841	278,102	4,15	40,65	1,11	1,36
2013	0,481	12,047	56,709	346,089	0,96	13,845	291,947	4,26	41	1,06	1,30
2014	0,465	12,148	57,174	357,530	0,96	13,841	305,789	4,09	41,33	1,00	1,25
2015	0,494	13,498	57,668	368,972	0,96	13,848	319,637	4,3	41,69	0,94	1,20
2016	0,508	14,572	58,176	380,413	0,97	13,851	333,489	4,38	42,06	0,90	1,15
2017	0,514	15,497	58,690	391,855	0,97	13,853	347,342	4,39	42,43	0,84	1,09
2018	0,506	16,087	59,196	403,297	0,97	13,851	361,193	4,29	42,8	0,79	1,04
2019	0,509	17,056	59,705	414,738	0,97	13,851	375,045	4,27	43,16	0,73	0,97
2020	0,505	17,927	60,210	426,180	0,97	13,851	388,897	4,2	43,53	0,68	0,91
2021	0,513	19,329	60,723	437,621	0,97	13,853	402,750	4,23	43,9	0,63	0,85
2022	0,513	20,578	61,236	449,063	0,98	13,853	416,603	4,2	44,27	0,58	0,79
2023	0,497	21,243	61,733	460,504	0,98	13,849	430,452	4,03	44,63	0,54	0,74
2024	0,507	23,222	62,240	471,946	0,98	13,851	444,303	4,07	45	0,50	0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.



Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

6. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Приведенные анализы эффективности микробиологического воздействия показали очень низкую эффективность данного метода.

В качестве применения технологии увеличения нефтеотмывающей способности вытесняющего агента в скважинах, разрабатываемых низкопроницаемые коллектора при первичном заводнении рассматривается закачка водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ АФ₉-12).

Разработку заводнённых пластов более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ (АФ₉-6).

При закачке закачка водных дисперсий маслорастворимых НПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.

В качестве наиболее характерного примера применения технологий ограничения подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности рассматривается технология с использованием композиционных систем на основе капсулированных полимерных систем (КПС) и закачка дисперсно-коллоидного материала (ДКМ).

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.

2. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

4. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. - Казань: изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2005.

6. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. - М.: Недра - Бизнесцентр, 2004.

7. Расторгуева Л.Г., Захарова Е.Ф. Методическое пособие по разработке дипломного проекта в соответствии с требованиями стандартов к оформлению текстовой и графической части.. Альметьевск 2007.

8. Липаев А.А., Мусин М.М., Янгуразова З.А., Тухватуллина Г.З. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных меторождений: Учебное пособие. - Альметьевск, 2009 - 108 с.