МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА В ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕН!!ОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ “РОСНЕФТЬ"

РОССИЙСКИЙ МЕЖОТРАСЛЕВОЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМП Л ЕКС'ИЕФТЕОТДАЧА”

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТИМЕНИ АКАДЕМИКА А-П-КРЫЛОВА (ВНИИНЕФТЬ)

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО

ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

РД - 353- 39. J-004 96    Срок    введения    01.03.94    г.

Москва, 1996 г.

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "РОСНЕФТЬ"

российский меютраслевоя научно-технический комплекс

"НЕФТЕОТДАЧА"

ВСЕРОССИЙСКИЙ нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П.КРЫЛОЗДГВНИИнефть)

Г* Л?

:%'\С'У$ВЪР13$НО:

t ' г''Яер'й*1Й( Уместите ль ^'/топлива и ;и РФ,

А.8.Фомин

(У

Л--— 1994 г.

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО

по ОЦЕНКЕ технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи ПЛАСТОВ

рД-153-39.1-004-96    Срок введения .1.03.94 г.

Настоляий документ разработан:

Головной организацией PMHTJC "Нефтеотдача" Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИнефть),

НПО “Термнефть", СибНИИНП, НПО "Нефтеотдача", БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть

Генеральный директор РМНТК

"Нефтеотдача", директор ВНИИнефть    В.П.Филиппов

Москва

1993 г.

---

10

Исследования проводятся по всем скважинам участка или опорник скважинам. которые должны отражать характеристику пласта и движение жидкости в нем.

Для реализации комплекса исследований все сквахннм должны быть оснащены исправной устьевой арматурой и необходимыми измерительными приборами.

4.3. Контроль as использованием методики определения эффективности применения МУ Н осуществляется РМНТК "Нефтеотдача". В отдельных случаях PMHTR “Нефтеотдача" может составляться специальная инструкция по определение эффективности для конкретного объекта.

S. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ -НЕФТИ _ЗА. СЧЕТ ПОВЕШЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

5.1.    Дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи обеспечивается дополнительно приращенными извлекаемыми запасами нефти н определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте при базовом режиме разработки из объема фактически добытой нефти за анализируемый период.

5.2.    Эффективность применения ИУН может определяться в условиях:

-    применения МУН после определенного периода эксплуатации объекта разработки на базовом режиме;

-    применения КУН с качала разработки нефтепромыслового объекта (т.е. в условиях отсутствия Фактических промысловых данных по применении базового варианта разработки объекта).

5.3.    При    применении И>'Н после    определенного периода

эксплуатации объекта на базовом режиме разработки и наличии Фактических промысловых данных по этому периоду, определение дополнительной добычи нефти осуществляется в следующей последовательности:

-    анализ и математическая обработка фактических промысловых данных разработки объекта базовым методом;

-    экстраполяция результатов на период применения ЛУН;

-    сопоставление фактических промысловых результатов применения МУН с экстраполированными показателями базового метода разработки.

5.4.    Для    обработки    фактических    промысловых данных и

экстраполяции полученных результатов могут использоваться

u

. характеристики вытеснения (при применении заводнения), зависимости падения дебита нефти во времени (при естественном режиме разработки) или адекватные математические модели фильтрации, настраиваемые по данным историк разработки. Допускается также определение эффективности процессов увеличения нефтеотдачи осуществлять с использованием метода материального баланса (Приложение ?).

5.4.Х. Под характеристиками вытеснения понимается различные зависимости между' величинами отборов нефти, водм или жидкости. В настоящее время известно несколько десятков различных видов характеристик вытеснения. Описание большинства из них приводится в Приложении X.

Анализ возможности и точности использования суцествушцих характеристик вытеснения показал, что для случая, когда базовым режимом разработки является заводнение для экстраполяции фактических данных могут рекомендоваться следуияме наиболее распространенные

характеристики вытеснения:

Q_K - А - В/()_я    (1)

* А + B*Q_X    (2)

<?„ *    А    ♦    B/JqZ    (3)

Q„ *    А    +    B*q_H/q_B    <4)

Q„ *    А    +    (5)

Q„ *    A    +    B«XtiQ_B    <6)

Q„ *    A    +    B*Xn(q_B/q_H)

(^ж/Он)² * A + B*(Q_X>²    (8)

где Q_H; Q_B; Q_x - накопленная добыча соответственно нефти, воды, жидкости; q„, q_B - текущие дебитм соответствечно нефти и водм; А, В - коэффициенты уравнений, определяемые в результате статистической обработки фактических данных.

Характеристика вытеснения (5) может использоваться при обводненности добываемой проду^инн более 20-30*. остяяьнне при ее величине более 50-60*.

На рнс.Х изображена схема использования одной из рекомендуемых характеристик вытеснения “Накопленная добыча нефти - логарифм накопленной добычи жидкости". Отрезок NH соответствует динамике накопленной Фактической добыче нефти, отрезок RS фактической добыче нефти при базовом режиме разработки, отрезок NS - возможной прогнозной добыче нефти при базовом режиме разработки, отрезок И*? дополнительной добыче нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта.

13

Более подробное описание использования дайной характеристики вытеснения и Других приведено в Приложениях. Хроме того, в Приложении 2 приведено описание программы расчета эффективности КУН по характеристика* вытеснения с использование* персональной ЭВК-

В    случае,    когда базовый методом    является режим    истощения

пластовой энергии, обработку фактических промысловых данных за период до начала применения КУН к расчет прогнозной добычи на режиме истощения необходимо проводить на основе зависимостей для падения среднего    дебита    одной действующей скважины по нефти    (суммарная

добыча    сквагнн    за какой-либо период,    деленная на    суммарное

количество суток, отработанных всеми скважинами за этот период).

Целесообразность проведения расчетов на основе среднесуточного дебита одной действующей скважины связана с возможным существенный изменением числа действующих добывающих скважин за анализируемый период времени,    например, в результате    интенсивного разбуривания

залежей высоко-вязких нефтей в начальный период применения тепловых методов, а также необходимость» учета непостоянства коэффициента эксплуатации скважин.

Рекомендуется использовать следующие зависимости падения дебита нефти во времени

р&й&я добыча нефти, которая имела би место на режиме истощения пластовой энергии за какой-либо период времени без применения МУН, определяется из выражения;

(U)

где Q_H - общая добыча нефти;

- количество действующих скважин в i-тоы интервале

времени,

д t- календарное количество суток з i-том интервале

времени ;

п - количество интервалов времени;

и

Е/ - коэффициент вкепдуетаиин скважин в 1~тои интервале

времени.

В Приложении 3 приведено ©писание прогр&мым расчета эффективности ¥УВ по зависимостям падения среднесуточного дебита во времени с использованием персональной ЭВХ.

5.4.Э. Обработка фактических промысловых данных и экстраполяция полученных результатов с поыокь» адекватной математической модели Фильтрации производится в следующей последовательности:

-    проводите* сери* расчетов для достижения удовлетворительного согласования расчетных и имевшихся фактических данных;

-    е использованием адаптированной модели производите* прогноз базового варианта на период применения КУК.

5.5.    Лля повышения точности определения объема дополнительной добычи нефти за счет применения КУК рекоиекдуется в расчете*: последовательно использовать несколько различных характеристик вытеснения (при заводнении) или зависимостей падения дебита нефти во времени (при естественном рехиме эксплуатации), но не менее 5-6.

В случае, если имеет место значительный разброс в численных значениях результатов, а обычные статистические показатели не -позволяет однозначно выбрать одну характеристику вытеснения, выделяется 3-4 наиболее близких по численным значениям результатов клн производится отбраковка данных по статистический показателям (например, как это описано в Приложении 2). По выбранным таким образом данным (не менее 3-к) определяется среднеарифметическая величина дополнительной добычи нефти, которая к принимается в качестве    расчетной. Цля    более точного выбора    характеристики

вытеснения для прогнозирования добычи    рекомендуется также

использовать критерий Тейла ((Приложение 6).

5.6.    При применении КУН е начала разработки нефтепромыслового объекта и при отсутствии или недостаточном количестве фактических данных о применении базового варианта разработки определение дополнительной добычи нефти осуществляется е помощь» технологической схемы.

5.6.1. Если разработка месторождения' (участка) С применением КУН осуществляется в полном соответствии с технологической схемой (темпы разбуривания, темпы закачки реагента в плвст и т.л.) дополнительная добыча нефти определяется непосредственно по технологической схеме.

15

5. £.2.    £    случае,    если при реализации технологической схемы

имеются отклонения от принятых в ней темпов разбуривания месторождения (участка), темпов закачки реагента в плает и др., то необходимо осуществить соответствующую корректировку технологической схема', которая заключается в расчетах соответствующих дополнительных вариантов: белового и с применением КУН. В отдельных случаях колет использоваться приближенная методика расчета дополнительной добычи с помощью имеющихся в технологической схеме вариантов. Эта методика расчета основана на предположении, что фактическое н рассчитанное в технологической схеме соотноаенне накопленной добычи нефти в Валовом варианте и в варианте с применением КУН совпадают при одинаковых объемах а&качанного в пласт реагента, т.е.

9*б/^*м ^{s <}г^Рб^¹?^Рм    ^пР«    ⁼    <Э^Рр    U5)

где:    Q*¹,,,    G*p    - фактические накопленные величннм

количества добычи нефти при реализации КУН н при базовом методе разработки н количества закачанного в пласт реагента;

$^рм* $^Рб* Q^Pp “ рассчитанные в технологической схеме накопленные величкнн количества добычи нефти при реализации КУН к при базовом методе разработки и количества закачанного в пласт реагента. Расчет дополнительной добычи нефти в этом случае производится в следующей последовательности:

1Jпо длинны технологической схемы строится зависимость

<г*У<*^ры * «о^рр>    ⁽¹⁶⁾*

2)    при значении Q^pp, равном фактическому количеству закачанного в пласт реагента, на анализируемую дату, определяется величина

qVq^pm

3)    определяется накопленная добыча нефти при базовом рехиые

<}^ф6 * qV^^P6/Q^Pm>    U7)

4)    определяется дополнительная добмча нефти за счет КУК

xQ * Q*„ - <?^фб    (16)

Пример использования данной приближенной методики приводится в

Приложении Л.4.7.

6.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕГУКЕЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ЗА СЧЕТ

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТБОРА ГИЯГОСТИ ИЗ ПЛАГТА

6,1. Добыча нефти за счет интенсификации притока определяется для случая, когда базовым методом разработки является заводнение нефтяных пластов.

16

6.2. Определение    добычи    нефти за    счет интенсификации

производится по характеристикам вытеснения при условии задания прогнозных темпов отбора жидкости. В этом случае по прогнозному темпу отбора жидкости определяется местополокеине точки Р на отрезке КТ (рнс.1). Добыча нефти за счет интенсификации будет определяться проекцией отрезка РЬ на ось ординат.

1.. .0.РЕДЕЛЕНА £ИИХ&НИЯ РБУЕЯА, ПОЦТТЛО ДОБИВАЕМОЙ. РРЙУ

7.1.    Снижение объема попутно добываемой воды определяется для

случая, когда базовым методом    разработки    является заводнение

нефтяных пластов.

7.2.    Для определения снижения объема попутно добываемой воды используются характеристики вытеснения. На рис. 1 отрезок XS соответствует величине снижения объема попутно добываемой воды при применении МУН по сравнению с базовым режимом на одно и то же количество добытой нефти. При расчете экономии попутно добываемой воды на определенный момент времени необходимо подсчитать количество добытой воды в точке М и в точке Р, а затем определить их разность.

а^ОСОБЕВНОСТЛ -ОПРЁДЕДВаиЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛКЧЕСКОГО РАЗ Риал, ПЛАСТА

Гидравлический разрыв пласта {ГРП) - ыетод механического (физического) воздействия на породу нефтяного пласта давлением нагнетаемой жидкости, достаточным для расширения • и развития естественных ыикротрецнн обычно в вертикальных    плоскостях,    с

поел едувины их заполнением зернистым высокопрочным материалом ~ лропантом.

Эффективность ГР17 в значительной степени зависит от правильного выбора объекта проведения этого процесса и технологии его реализации.

При применении ГРП в единичных добывающих скважинах увеличение нефтеотдачи может быть обусловлено перераспределением фильтрационных потоков в значительном объеме прискважинной зоны пласта радиусом до 50-70м за счет изменения характера фильтрации с радиального на квазилинейный: нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва я

17

по трещине - к скважине. Громе того, ниэкопроннцаеыые пласты обычно имеют значительнув макронеоднародность как по разрезу, так и по площади. В результате, сквахины дахе при относительно большой плотности сетки не могут охватить весь пласт дренированием.

Отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снихает нефтеотдачу объекта в целой. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодреннруеыые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, в результате чего конечная нефтеотдача пласта мохет быть увеличена на 3-5Х н более.

При применении ГРП в системах разработки, т.е, его планирование на стадии составления проектных документов разработки, позволяет оптимизировать проведение гидроразрыва и дополнительно увеличить нефтеотдачу пластов.

Определение технологической эффективности применения ГРП осуществляется по тем хе принципам и с использованием тех же методов экстраполяции фактических промысловых данных эксплуатации работы скважин при базовом (без ГРП) варианте разработки анализируемого участка пласта. В соответствие с П.З.Э при анализе эффективности применения ГРП следует воздержаться от определения количественного эффекта по данным эксплуатации единичных скважин.

Пример определения технологической эффективности применения ГРП приводится в Приложении П.4,5.

9. ОСОБЕННОСТИ ОПРЙДаДЕ™* ЯФФЕГТЯВДРСТИ ПРИЙДВМИЯ

ГДРМРИШ>Ш сстшд

Теоретические исследования, практический опыт эксплуатации горизонтальных сквахнн (ГС) за рубехоы и в показал, что наиболее эффективно их использовать условиях:

-    продуктивные пласты обладают малой толщиной

2

имеют низкую проницаемость (менее 0,050 мкм ) н неоднородны по площади;

-    пласты с развитой системой вертикальной трещиноватости;

~ водонефтяные н подгазовые зоны нефтяных пластов;

-    залехн вязких и высоковязких нефтей и природных битумов;

-    нефтяные залехн а зонах континентального шельфа морей;

IS

*• нефтяные залежи под природоохранными зонами (заповедники, водоохранные районы, памятники культуры и др.).

Успенность применения горизонтальных скважин решающим образом зависит от удзчноети проводки горизонтального участка ствола сквахины в Пределах продуктивного пласта. При удачном проведении горизонтального участка ствола внутри продуктивного пласта применение горизонтальных скважин позволит достигнуть:

еокранення числа скважин, снижения объема капитальных вложений в разработку нефтяных месторождений;

-    увеличения дебитов нефти в добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин за счет повывения степени вскрытия пласта;

вовлечения в разработку слохнопостроеиных залежей с низкопродуктивными и неоднородными коллекторами и трудноизвлеквемыми запасами;

-    повывения эффективности разработки нефтегазовых и водоплавающих залежей нефти за счет снижения депрессии на пласт;

-    повышения конечной нефтеотдачи лластоа за счет увеличения

t

коэффициента охвата пластов воздействие)*.

При принятии решения о применении горизонтальных скважин в каждом конкретном случае следует учитывать, что ввиду отсутствия достаточного опыта эксплуатации горизонтальных скважин, проектные

(расчетные) показатели кх применения рассчитаны на високув точность попадания горизонтального участка ствола скважины в продуктивный пласт, на полное    сохранение    природных    свойств пласта в

горизонтальной стволе после бурения, на отсутствие лескопроявлення, обвалов глин, раэруюення целостности колонны труб в пределах пласта, на возможность бездефектной эксплуатации оборудования для подъема жидкости из скважины - Только достаточно длительный опыт практической эксплуатации горизонтальных скважин позволит определить точность прогноза показателей разработки залежей с применением ГС при проектировании.

Эффективность применения ГС зависит от геолого-фнзмчеекнм свойств пласта и технике-экономических условий разработки данного объекта. Нохно условно выделить два таких условия:

1) если данный нефтяной объект может быть введен в раэработкз только при разбуривании его горизонтальными скважинами, т<

19

технологически» аффектом юс применения будет вся добыча нефти из

таких скважин (неэффективные и забалансовые запасы нефти):

2) если данный нефтяной объект может быть разработан как

вертикальными, так и ГС, то эффективность применения ГС определяется

гак разность фактической добычи нефти из ГС и расчетной добычей из

данного объекта при применении вертикальных скважин (ВС).

Конкретный пример расчета для последнего случая приведен в

Приложении П.4.6,

Следует особо отметнть, что при применении ГС * новой

технологии разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, расчет

эффективности их использования должен производиться ло экономическим

♦

показателям, т.к. технологической эффективности в смысле увеличения темпов добыч» нефти и, возможно. нефтеотдачи пласта совершенно недостаточно для принятия решения. Это вызвано тем, что на прибыль влияет не только увеличение дебита по ГС, но и увеличение стоимости их бурения и эакакчивания забоя.

При применении в ГС способов повышения нефтеотдачи путей термического, газового или химического воздействия на призабойную зону плаета н на весь пласт эффективность от их применения подсчитывается методами, описанными выюе.

Пример определения эффективности использования ГС приводится в Приложении П.4.5.

2

Составители руховодстаа:

От ВНИИнефть -1данов С,А., Горбунов А.Т. ,

Бученков Л.Н., Тарасов А.Г.,

Мали нов И.О. , Сафронов В.И.,

Константинов С,S., Борисов А . Я.

ВороновскнЙ 8.Р., Линанов А.П.

От ПО Татнефть - Муслимов Р.Х.

От НПО "Терннефть" - Ишханов В.Г., Хайрутдинов Э.И., Зубов

Н.В.

От СибНИИНП - Батурин D.E., Гусев С.В.

От ННИнефтеотдача - Леви Б.Н.

ОТ БашНИПНнефть - Лознн Е.В.

От ТатНИПИнефть - Дияиев Р.Н., Глумов И.Ф., Ибатуллин Р.Р., Подымов Е.Д.

20

ЛИТЕРАТУРА

1.    Временная методика опенки эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов (РД 39-23-764-62},ВИКИ,1982 год.

2.    Методическое руководство по определении Технологической зфФектнвностн гндродннаынческнх методов повышения нефтеотдачи

пластов (РД 39—0147035-209-877,ВИКИ,1967 _год.

3.    Методическое руководство по оценке промысловой эффективности методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением. ТатНИЛИ, 1992 год.

А. Методика планирования дополнительной добычи Нефти за счет применения геолого-технических мероприятий по увеличения нефтеотдачи пластов. ПО "Татнефть", 1993 г.

5.    Инструкция по оперативному планирования и ежемесячному определению добычи нефти за счет термических методов воздействия на пласт (Приложение к РД 39-23-764-62)

6.    Методика анализа опытно-промышленных работ по повышению нефтеотдачи пластов (РД 39-9-492-60), ВНИИ, 1980 г.

7.    Методическое руководство по определению влияния геолого-техиологнческих показателей _Н4 нефтеотдачу на основе классификационных методов (РД 39-079-92), ВНИИ, 1990 Г.

3

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

Введение............,    ,.................................... 5

1.    Назначение и область применения методики............... 6

2.    Классификация методов увеличения Нефтеотдачи пластов... 6

3.    Основное принципы определения эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи........... 7

4.    Необходимые условия для расчета технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи................... 9

5.    Определение дополнительной добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи пластов....................    10

в. Определение текущей дополнительной добычи нефти ва счет интенсификации отбора хидкости из пласта.................. 15

7.    Определение снижения объема попутно добываемой воды,... 16

8.    Особенности определения технологической эффективности

гидравлического разрыв а пласта........................ 16

8. Особенности определения эффективности использования

горизонтальных сквахнн...................... 17

Литература................................................ 20

Приложение 1. Характеристики вытеснения для заводненных

месторождений.......... 21

Приложение 2. Программа расчета эффективности методов увеличения нефтеотдачи по характеристикам вытеснения с иелоль- •

эованиеы персональной ЭВМ...... 34

Приложение 3. Программа расчета эффективности методов увеличения нефтеотдачи по зависимостям падения среднесуточного дебита во времени с использованием    персональной ЭВМ......... 39

Приложение 4. Примеры расчета технологической эффективности, применения методов увеличения    нефтеотдачи................ 41

П.4.1. Пример расчета технологической эффективности по

характеристикам вытеснения..................................... 41

П.4.2, Пример расчета технологической эффективности по зависимостям падения среднесуточного дебита нефти во времени... 48 П.4.3. Пример расчета технологической эффективности по характеристикам вытеснения с использованием программ расчета на персональной ЭВМ............................................ 52

4

П.4.4. Пример расчета технологической эффективности по зависимостям падения среднесуточного дебита нефти во времени с использованием программ расчета на персональной ЭВМ.......... 58

П.4.5. Пример расчета технологической эффективности при-

кенення гидроразрыва пласта.................................... 60

П.4.6. Пример расчета технологической эффективности применения горизонтальных сквахин................................. 65

П.4.7. Пример определения добычи нефти за счет применения метода увеличения нефтеотдачи с использованием технологической схемы........................,...............,..........73

Прнлохенне 5. Прогнозирование дополнительной добычи

нефти по нормативам на известный объем закачанного агента...... 76

Приложение 6. Выбор характеристики вытеснения для npoi— позирования добычи с использованием критерия Тейла и оиенка

прироста добычи нефти .......................... *......

Приложение 7. Определение эффективности процессов увеличения нефтеотдачи пластов с помощью метода материального баланса.......... *..........

5

ВВЕДЕНИЕ

Методика предназначена для упорядочения расчетов по оценке технологической эффективности применения нових методов увеличения нефтеотдачи пластов и содержит основные положения расчетов н способы их проведения.

Методика основана на теоретических исследованиях, а также практическом опыте институтов. производственных    и    научно-

производственных объединений отрасли в определении эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях страны.

В разработке методики участвовали ВНИИ. НПО “Союзтермнефть’', НИИнефтсотдача, СибНИИНП, БамНИПИ. ТатНИПИ, кроме того методика била уточнена специально созданной группой ведущих специалистов отрасли. Наложенные в ней основные положения и методы расчета в течение многих лет были аплробированы при оценке эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на десятках объектов страны с различными геодого-фнзнческимн условиями пластов    при    разных

технологиях воздействия.

6

Ь. ДА?ЧА5ЕИИЕ K.QE&AEIIl ОРНКЕВЕННЯ „КЕТРДИЕИ.

1.1.    Нель» настоящего Методического Руководства является установление единых принципов н методов определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов (КУН).

1.2.    Необходимые экономические показатели определяются на основе полученных данных о технологической эффективности в соответствие с РД 39-01/06-0001-89 "Ветодыческме рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности",

1.3.    Иетоднка составлена на основе обобщения теоретических и промысловых исследований» выполненных в научно-исследовательских и производственных организациях страны, а такхе результатов работ, выполненных за рубежом. В "Методике" учтены основные положения выполненных ранее методических руководств по проектированию и применению различных методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), республиканских н региональных РД по определению вффективиоетк вгнх методов ll-e).

1.4.    Методическое Руководство иллюстрируется примерами определения дополнительной добычи нефти от применения МУН для конкретных объектов (Приложение 4).

1.5.    На основании    оценки технологической эффективности

применения НУЯ определяются его технико-экономические показатели в соответствие с действующими методиками и нормативными документами.

2.-ЕЛАССНФИСА[ГКЯ СОВРЕКЕННКГ МЕТОДОВ УВЕИКЧЕКИЯ НЕФТВО.ТДАЗК

ПЛАСТОВ

2.1.    В соответствие с принятой в настоящее время классификацией

современные методы увеличения нефтеотдачи пластов подразделяются на 5 групп:    тепловые, газовые. химические, физические н

гидродинамические. Иногда вторая, третья н четвертая группы методов объединяются общим названием "физико-химические" методы.

2.2.    К группе тепловых методов относятся:

-    паротеиловое воздействие на пласт;

-    внутрнпластовое горение:

-    вытеснение нефти горячей водой;

-    пароцихлическне обработки скважин.

7

2*3. К группе газовых методов относятся:

*

-    воздействие иг пласт углеводородный газом (в тон числе ВОЛУ);

-    воздействие на пласт двуокисью углерода;

-    воздействие на пласт взотон, дымовыми газами к др,

2.4.    К группе химических методов относятся;

-    вытеснение нефти водными растворами ЛАВ (включая пенные системы);

-    вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами (ыетилцеллюлоза, полимерно-дисперсные системы, сернокислый алюминий и др.);

-    вытеснение нефти мелочными растворами (в том числе раствором трнкатрнйфосфата, дистиллярной хидкость» и лр.);

-    вытеснение нефти кислотами;

-    вытеснение нефти композициями химических реагентов (в ток числе мицеллярные растворы и др.);

-    системное воздействие иа призабойные зоны скважин.

-    микробиологическое воздействие;

2.5.    С группе физических методов относятся:

-    электромагнитное воздействие;

-    волновое воздействие на пласт;

-    гидроразрыв пласта;

-    горизонтальные скважины.

2.5.    1C группе гидродинамических методов относятся:

-    вовлечение в разработку недренируемнх запасов;

-    барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

-    нестационарное (циклическое) заводнение;

-    форсированный отбор жидкости;

-    ступенчато-термальное заводнение.

3. ОСНОВНЫЕ ПРИННИПИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЯФФЕГТИВНОСТИ.ПРИМЕНЕНИЯ КУН

3.1. Эффективность МУН определяется путем сравнения фактических результатов с вариантом базового метода разработки объекта, которым является ыетод разработки до применения МУН.

Вариант базового метода разработки обосновывается в технологической схеме. Обычно режим истощения пластовой энергии является базовым вариантом для объектов, разрабатываемых тепловыми методами и, в ряде случаев, при закачке в пласт углеводородного

8

газа. Для объектов, разрабатываемых химическими, физическими и газовыми методами базовым вариантом обычно является процесс заводнения.

3.2,    При определении эффективности применения МУН на стадии текущей разработки объекта за базовый вариант принимается тот метод, который применялся на атом объекте до начала применения анализируемого КУН.

3.3.    Следует воздерживаться от определения количественного эффекта от применения МУН по данным эксплуатации единичных сквахнн опытного участка (месторождения), поскольку динамика их показателей может меняться в результате геолого-технологических работ, а не применения метода. Хроме того, яри определении технологической эффективности метода по отдельным скважинам не учитывается их интерференция.

3.4,    Технологическая эффективность применения МУН характеризуется:

-    дополнительной добычей нефти за счет повыиенмя нефтеотдачи пласта, т.е. добычей с дополнительно приращенных извлекаемых запасов нефти;

-    текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;.

-    сокращением объема попутно добываемой Воды,

3.5.    Если применение МУН требует дополнительного уплотнения (разрежения) сетки скважин, то эффективность применения метода оценивается по сравнение с базовым вариантом, предусматривающим

‘ менее (более) плотную. рациональнув систему размещения скважин.

3. б. В процессе разработки месторождений как при базовом методе, так я с применением МУН, может осуществляться комплекс дополнительных мероприятий по повмвеинп эффективности работы скважин и пластов (единичные обработки призабойных зон, изменение давления нагнетания н отбора, бурение дополнительных сквахнн н т.д.), которые являются составной частью процесса разработки объекта. Поэтому разделять эффективность от их применения и применения МУН не следует.

3.7. В случае, если разработка месторождения (объекта) базовым методом завершена и после этого было начато применение МУН, то вся последующая добыча относится за счет МУН.

9

1. НЕОБХОДИМЫЕ УГ.ЛОВИЯ ДЛЯ РЛГ.ЦР.Тк ТЕХЯОЛОГЙЛЕСЮЙ

э»»еггивности методов увелкчеяия нефтеотдачи

4.1.    Обязательным условней определения эффективности применения

МУН является наличие технологической схемы разработки соответствующего объекта    методом    увеличения    нефтеотдачи,

технологической схемы или программы проведения опмтно-проынвленных работ.

4.2.    При применении метода додхны реализовываться все основные полохення технологической схемы, полностью выполняться программы промысловых исследований пластов и сквагин, а такте программы необходимых дополнительных научно-исследовательских работ.

рекомендуемый комплекс промысловых исследований приводится в таблице 1.

Таблица 1. Рекомендуемый комплекс промысловых исследований и их периодичность по сквахинам анализируемого участка

HN Вид исследования Периодичность I 2 3 По добывающим сквахннаы 1 Замер дебита хндкостн 1 Раз в неделю 2 Определение обводненности добываемой продукции 1 раз в неделю 3 Замер пластового давления 1 раз а квартал 4 Замер забойного давления 1 раз в квартал S Снятие индикаторных линий (не менее 4-х точек) 1 раз в квартал 6 Снятие кривых восстановления давления до и после мере- приятия 7 Проведение гидропроелуинвания до и после меро- приятия 8 Снятие профиля притока до и после меро- приятия По нагнетательным скважинам 1 Замер приемистости скважин 1 раз в неделю 2 Замер устьевого давления ежедневно 3 Снятие индикаторных линий до и после меро- приятия 4 Снятие кривых падения давления до и после меро- Приятия 5 Снятие профилей приемистости до и после меро- приятия 6 Снятие температурных профилей до и после меро- L, приятия