ВНИИнвфть,ГилроиостОЕНвфть,Сонета рмнефть. АзНИПИнвфть,Азынвфтвхим

ВРЕМЕННОЕ МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НВФТВДОаЧИ В УСЛОВИЯХ нвдостаточной ИНФОРМАЦИИ

ГД 39 - I - 97 - 78

Москва 1978 г,

ВНИИнефть, Гмпровостокнефть, Союзтермнефть, АзНИПИнвфть,Азинафтвхим

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НЕФТВДОШЧИ В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТОЧНОЙ ИНФОРМАЦИИ

РД 39 - I - 97 - 78

Млоквя Т978 г

степени гидродинамического взаимодействия окважив. Поэтому предлагаемые диагностические приемы носят качественный характер и основаны не анализе изменений указанных отатиотических показа» талей до н после воздействия на призабойную зону» что позволяет оудить об изменении степени гидродинамического взаимодействия группы оквежин.

Рассмотрим пример использования корреляционного анализа для оценки изменения Степана взаимодействия скважин поело проведения гидрopaspива пласта.

На рис. 2.1 показано расположение куста окважин НГДУ "Сиазаньнефть".

В таблице 2Л приведены промысловые данные по текущим замерам дебитов соответствующих скважин до и поело гидрораэрыва плаота, проведенного в скважине I#? 123^, просчитаны коэффициенты корреляции: парные, множественные н частные.

I. Парные коэффициенты корреляции до и после гидрораэрыва пласта а) до ГРП

^ II ® 1,000    *^12" “^*0^5    * 0,016 *^14 ° 0,04^

^22 = 1,000    ?2з » -0,251 Z^ « 0,100

*£ 33 ** 1*000 *^з^ * 0,048 ¹»⁰⁰⁰

°СКб(4) У369	С*6 М16Ц)
*с*8*МИ)
Рис.г,\
Расположение скаяжин
НГДУ "Сиазвньнефть",

Tsojcob 2.1

item дшш ю-ПЯ

M'S: * 1204	7.2	6.7	6.6	6.6	6.2	6.1	6.2	6.2	6.0	6.1	6.1	6.4	6.0	63	6.0	6.2	3.7	5.1	6.0	6.6	6,2	S.I	5.6	4.6	4,8	4.8	4.3
Wfij* /CD. » 426	1.5	1.7	1.7	1.7	1.5	1.6	1.5	1.4	1.3	1.5	1.3	1.5	1.6	1.5	1.5	1.5	1.5	1.5	1.3	13	13	0.1	1.5	1.6	1.6	2.1	1.7
№	1.8	1.8	1.6	1.7	1.7	1.6	1.8	1.8	1.7	1.4	2.0	1.8	1.8	1.6	13	1.7	1.6	1.9	1.6	1.8	1.7	13	13	1.6	2.1	13	1.7
KF	1.8	X.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.7	1.5	1.5	1.6	1.4	1.4	1.6	1.5	13	1.5	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6	1.6
	3.9	4.1	4 1	6.1	6.1	4,3	6.1	4.7	5.1	4.6	5.6	5.6	5.4
	0.1	0.1	3.3	23	2.3	2.3	2.6	2.0	2.2	2,2	2.3	2,1	1.8
	13	1,7	1.8	1.4	1.7	1.5	0.1	2.1 2.0		1.8	1.6	1.8	1.6
	1.7	I.S	1.5	1.6	1.6	1.6	1.6	1.7	1.6	1.6	1.7	1.7	1.7
			IfOTT* СЛЮТ11 DCCtt ГРП
M'S * ISM	S.8	6.6	7.1	6.1	5.1	6.1	7.1	5.6 6.6		6.6	63	6.3	6.6	6.6	6.1	6.1	63	6.5	6.1	6,1	6.1	6.1	63	63	6.1	6.2	6.3
»1S * 426	1.8	1.8	1.8	1.8	1.9	1.8	1.9	1.8	1.6	1.4	1.3	2.6	1.6	13	1.6	13	1.8	1.9	1.9	13	13	13	2.0	2.0	1.9	1.9	13
fr/ejT. •3 c*». > 1U3	1.6	1.5	1.6	1.8	1.6	1.8	1.5	1.5	1.6	1.5	1.8	13	1.6	1.7	13	1.7	1.6	1.6	2.1	2.0	2.0	13	13	13	1.3	1.3	1.2
	1.7	1.7	1.7	1.7	1.7	1.6	1.4	1.7	1.7	1.7	1.7	1.7	0.1	0.1	2.1	0.9	2.6	0.5	1.7	1.6	1.6	1.6	1.0	0.9	23	2.9	2.7
	5.9	6.2	6.2	6.2	6.6	6.5	4.1	6.4	4.1	4.6	4.8	63	6.2
	1.6	1.3	1.6	1.6	1.5	1.5	1.8	1.8	1.9	13	1.7	13	1.6
	1.5	1.5	1.1	1.3	0.1	2.1	1.8	1.8	1.8	1.6	1.6	13	1.7
	1.7	1.9	2.0	2.2	2.?	2.2	2.2	2.2	0.1	6.6	C.l	33	2.3

1 14.23 « -    -    ,    -0,141

0,966*0,927

Таком образом, анализ множественного в частных коэффициентов корродядям в данном случае позволяет оделать вывод об увеличении гидродинамической овяэи между скважинами fe 1234 я окружающими ее (Ий 426, II! 103, Й 369) после проведения геодого-техни-чеокого мероприятия (ГТМ).

3. ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

3.1. Диагностирование гффоктивнооти на оонове анализа взаимодействия скважин

Ооновы диагностирования

Эффективность процеоса вытеснения нефти повышается при использовании различных аагуотителей (полиморов), онижающих подвижность воды в пластовых условиях.

Распространение в пласте жидкооти о пониженной подвижностью мелет привести к изменению картины интерференции скважин.

Для окважин, охваченных полимерным ваводнением (находящихся внутри полимерной оторочки), может произойти ослабление взаимодействия благодаря уменьшению подвижности жидкости в продолах оторочки, а также из-за остаточного фактора снижения подвижное-ти пластовой воды.

Для скважин, не охваченных полимерным заводнением, и находящихся вблизи вношней границы полимерной оторочки, может происходить усиление взаимодействия.

Таким образом, по картине интерференции окважин можно судить о процессах, происходящих в пласте при использовании эагус-титолой, диагностировать нэмононио подвижности жидкости, направление преимущественного развития процосса вытеснония, гоомотри-ческие размори оторочки и части пласта, охваченной воздействием, форму этой части пласта, а также эффективность уменьшения подвижности в различных направлениях.

В качество показателя моры взаимодействия оквахап была выбрана дисперсионная мора идентичности - корролпционпоо стно-вонио ( R ), построенной с помощью МГУА зависимости q *F(q

дебита жидкооти выбранной скважины от . лтов жидкости ближайших скважин. Этот показатель хара]ствризует тесноту "регул ар ней" , прогнозирующей, экстраполяционной овязи между деоитами жидкости различных скважин (ом. приложение).

Диагноотичеокая процедура анализа взаимодействия скважин была применена при анализе эффективности полимерного воздействия на Орлянскоы месторождении. Авалиаирс вались изменения б картине интерференции скважин первого и второго (по отношению к нагнетательной окважипо) эксплуатационных рядов до и после начала полимерного воэдойотвия. Скважины tea 10, III являются нагнетательными и рассматриваются как одна укрупненная. Корреляционное отношение (КО) оценивалось по месячным данным о закачке вытеснителя и отборам жидкости 1968-1970 гг. (до закачки ПАА) и 1970~1972гг. (поело начала закачки ПАА).

Для порвого ряда добывающих скважин юга Орляню подучены следующие результаты*

Скважина (ХО+Ш) до закачки ПАА R • 0.52 после R * 0.34

Изменение тесноты парных овяаей указано на рис. 3.1

Уменьшение тесноты корреляционной овязи может быть вызвано уменьшением подвижности пластовой жидкости.

Для скважин второго ряда подучены следующие результаты:

Скважина N* 33 до закачки ПАЛ	к -	0.86 после	к -	0.28
IOI	к -	0.83	к.	0.57
55	к ш	0.87	к.	0.74
m	к ш	0.49		0.71
52	к.	0.38	к.	0.Т5
103	к.	0.13	к.	0.5
26	R «	0.32	кш	0.74
104	к.	0.39	кш	0.78
125	R.	0.47	к.	0.62
121	кш	0.54	кш	0.64

Увеличение тесноты корреляционной связи для ряда скважин второго вксплуатационного ряда может быть выззано их внешним расположением относительно полимерной оторочки*

Таким образом, с помощью анализа полученных результатов можно оценить область, охваченную загустителем и диагностировать продвижение IIAA в основном в направлении на севор (верхвяп часть рис. 3.2)*

Как видно из рис.3.2_fуменьшение подвижности пластовой жидкости в результате воздействия ПАА ограничивается в основном первым рядом добывающих окважин, что может быть объяснено недостаточно большим объемом аакачанной оторочки полимора и частичной его адсорбцией в продолах порвого ряда скважин.

3.2. Диагностирование эффективности на основе анализа обводненности скважины

Основы диагностирования Витосмолио нофти выооковпэюш агонтом приводит к ослаблению вязкостной неустойчивости вытеснения, ликвидации прорывов воды

Во временном методическом руководстве предлагается применение метода корреляционного анализа промысловых данных.позволяющего оценить эффективность новых технологических процессов (полимерного заводнения пластов,организации ВГ,воздействия на призабойную зону скважин и т.д.).

В основе используемых диагностических методов лежит оценка изменения степени гидродинамического взаимодействия скважин,а также связь дебитов добывающих,приемистости нагнетательных скважин с другими технологическими показателями разработки (обводненность продукции,газовым фактором и т.д.).Подобный анализ позволяет по текущей промысловой информации контролировать продвижение полимерной оторочки или фронта горения при соответствующем воздействии на пласт,что дает возможность целенаправлено управлять указанными процессами.

Для применения диагностических приемов,изложенных во временном методическом руководстве,необходимо иметь временной ряд дебитов нефти,водн,приемистости нагнетательных скважин,газозого фактора до и во время осуществления процесса.

Диагностические методы позволяют оценить результативность технологического процесса не только по близлежащим скважинам,но и по месторождению в целом.

руководство составлено сотрудниками Миннефтепрома.ВНИИнефти, Гипровостокнефти,объединениями "Башнефть","Татнефть","Союзтермнефть Азнипинефти,Азинефтехима: Мирзаджанзаде А.X.,Вахитов Г.Г.,Грейфер В.И.,Булгаков Р.Т.,Максимов В.П.,Галлямов М.Н.,Гарушев А.Р.,Данилов В.Л.,Степанова Г.С.,Шерстнев Н.М.,Швецов И.А.,Басович И.Б.Воронкова Л.Н..Бакарджиева В.И.,Капцанов Б.С.,Крикунов И.В.,Богопольский А.О.,Крупник А.А..Меркулов В.П.,Горбатова А.Н.

через высокопроыицаемые пропластки в неоднородных по мощности и простиранию пластах, выравниванию давлений и обводненностей в низко- и выоокопрокицаемых проплаотках (вследствие избирательного загущения воды в последних).

Обводненность может быть вызвана различными причинами: обводненностью собственно фильтрационного потока, подошвенной водой, прорывами (языками) воды через выоокопроницаемые пропластки, преждевременным обводнением черев некоторые из разрабатываемых горизонтов, подключением проплготков в процеоое эксплуатации (вследствие изменения давления на забое) я т.д.

В случае обводнения окважины фильтрационным потоком изменение темпа отбора жидкости на добывающей скважине или темпа закачки вытеснителя (воды) на нагнетательной влияет о заметным запаздыванием. В случаях, когда обводненность скважины не вызвана обводненностью собственно фильтрационного потока, реакция обводненности на изменение темпа отбора жидкости или темпа закачки воды может наступать без запаздывания»

Увеличение темпа отбора может вызвать поднятие конуса подошвенной воды и тем самым увеличить обводненность окважины без запаздывания. Связь между темпом отбора и обводненностью окважины положительна.

Велм перфорация оквахвни находятся в нижней обводненной части пласте, а верхняя часть обводнена в меньшей степени, то увеличение темпа отбора жидкости может вызвать подтягивание нефти к перфорационным отверстиям и тем самым уменьшить обводненность скважины. Свяэь между темпом отбора жидкости и обвод-неляоотью отрицательна.

РУКОВОДЯТ ДОКУМЕНТ

ВРЕМЕННОЕ МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ ТЕХПОЛОП1ЧЕХЖИХ ПГОЦЕССОВ НВФТВДОШЧИ В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТОЧНОЙ ИНФОРМАЦИИ

РД-39-1-97-78    Впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности * 547 от 2.1I - 78р.

Срок введения с I.12.1978 Срок действия до 31«12.1982

ВВЕДЕНИЕ

При оценке новых технологических процессов,способов и мероприятий по повышению добычи нефти необходимо иметь достаточно представительную выборку.Объем этой выборки,естественно, возрастает с уменьшением процента эффективности.В настоящее время оценка новых технологических процессов производится на сравнительно небольшом количестве oneраций,а также на сравнительном анализе так называемых "контрольных" и "опытных" участков.При этом приращение величин порядка нескольких процентов не могут быть установлены ввиду иепредставительности выборки, что естественно затрудняет оценку эффективности этих процессов.

В такой ситуации при недостаточной исходной информации представляется эффективным применять для анализа и технологическую идеологию диагностирования,которая не ограничена определенными рамками и может развиваться как путем увеличения диагностирующих приемов,так и комплексным использованием более широкого спектра исходной информации.

В денной временном методическом руководстве приводнтсн примеры использования диагностирующих методов, основанных на сравнительном анализе отепени взаимодействия по данным нормальной вкоплуатации оквакин. Здесь надо иметь ввиду результаты следующих модельных раочетов: коэффициент корреляции в общем олучае не является количественной характеристикой отепени взоимо действия скважин и поэтому оценка его до и во время проведения мероприятия монет лишь указать направление изменения взаимодействия. Очень важно то, что построение парных и множественных коэффициентов корреляции позволяет учесть влияние мероприятий, проведенных в данной скважине, не только на ближайшие скважины, но и на достаточно удаленные.

Так, например, закачка полимеров в скважину изменяет взаимосвязь между дебитами нефти и воды более отдаленных скважин, а именно, воли до вакачки полимеров между дебитами воды и нефти не было свнви, то после закачки полимеров эта связь наблюдаетоя. Идеология диагностирования в основном дает возможность оценивать степень предпочтительности того или иного решения.

В руководстве приводятся примеры по воздействию па призабойную оону оквакип, оценки ВТ (ввут^ипластового горения) и полимерного заводионип, составленные на основе данных объединений ^пБаш11офть^м,^пГиировостокнефть^и, ^иСоюзтвпммлЛ>ть"-"Лзнофть^и.

Мотодичеоков руководство расиирпот вопмокпости анализе разработки новых технологических процессов но оснопо существующих данных и, бояуоловно, является дополнением к существующим

методам анализа

Наряду о диагностическим подходом должны применяться гидродинамические методы анализа на оонове различных детерминированных моделей новых технологических процеооов, результаты специальных гидродинамичоових и геофизических исследований скважин, а также различные методы нрогно8Ирования.

В настоящее гремя существует целый ряд методическхх руководств по оценка новых технологических процессов, к таковыы относятся методичеокие руководства ВНШняфти, Гипровостокнефти и др. по полимерному заводнению, методам воздействия на призабойную

8ОНу И Т.Д.

Данное временное методическое руководство, безусловно является дополнением к существующим руководящим документам по оценке эффективности и прогнозированию показателей различных новых технологических процессов.

I. К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕД-ТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

В поолодиов время как в нашей стране, так и 8а рубежом для повышения нефтеизвлечения используются новые технологичеокие про-цеооы, такие как циклическое заводнение, перемена направлений потоков жидкости, ооздание высоких градиентов давления, заводнение о использованием ПАВ, полимеров, кислот, вытеснения нефти пером, горячой водой, углекислым газом, растворителями, ВГ и *.Д.

Эффективность применения каждого из этих технологических процоосов зависит от свойств коллектора и насыщающей его жидкоо-ти, состояния разработки и отепени заводнения продуктивных плао-тов. Прирыцоние нефтеизвлечения при использовании этих методов, как показали лабораторные исследования может достигать I0-I5J&. Однако при проведении промысловых экспериментов возникают вопросы о необходимом количестве экспериментов, областях применения каждого из новых технологических процессов, а также проблемы, связанные с проверкой достоверности влияния различных мотодов на нефтеизвлочение и оценкой моры этого влияния (повышения коэффициента нефтоизвлечения (ХНИ)« Решопие этих задач может производиться проверкой предположения о том, что дво выборки, одна из которых соответствует применению обычной системы эавод-ноиия, а другая - применению одного из новых технологических процессов, но относятся по КПП к одной генеральной совокупности. Если удаотся установить, что обо выборки не относятся к одной генеральной совокупности, то это означает, что наблюдаомыо в них отличия коэффициента нефтоизвлочоиип но являются случайными,

обусловленными только ограниченностью объема выборок, а связаны о действительным влиянием нового технологического процесоа. В олучао небольших выборок для проворки этого предположения может быть применен критерий Стъюдента

\ М» —МуЦПх ^Пу -2.

41t (и х - X if-f (Иv- ■Ytf    *

где My-матемагические ожидания КНЯ соответственно по I и 2 выборкам, X, У-конкретные эньчония КНИ, П_к,Пу - объемы выборок. Чои больше оказывается воличина критерия, тем меньше вероятность того, что различие между выборками случайно. Кроме критерия t на эту вероятность оказывают существенное влияние объемы выборок. Чей больше объем выборок, тол меньше оснований для сомнении ь том, что различия между ними закономерны.

Таким образом, при статистическом анализе промысловых экспериментов по применению новых технологических процессов имеются выборочные данные, чиеловые характеристики которые (например, сроднее приращение коэффициента нефтеизвлечонин) могут служить в качестве приближенных характеристик генеральной совокупности. Вследствие стохастического характера процесса выборки любви характеристика вариационного ряда по выборке будет случайной величиной.

Статистичосними характеристиками надежности выводов являются доверительный инторвал и доворитольная вероятность, которыо тесно связаны о оба мои выборки.

В случае* когда распродолонио выборочного сродного является асимптотически нормальным, при достаточно большом числе экспиои-монтов можно пользоваться оцотшми границ доверительного интервала /ля действительного значения матоматичоского ожидания М:

“on "    ^    ^    “on ⁺ ^JL '

где М_оп и (£>_оп - математическое овидшше и дисперсия, определяемые по выборочным данным; табличное значение коэффициента, отражающего оовокупнсв влияние доверительной вероятности ( об ) и количества данных ( П )• В случае большого числа экспериментов распределение средних, полученных иэ последовательных случайных выборок, близко к симметричному независимо от характера (симметричного или асимметричного) распределения в генеральной совокупности, Однако при реальных объемах выборки (ыеноо 30 наблюдений) распределение выборочных средних может отличаться от симметричного тем больше, чом мояьшо объем выборки, Для доверительного интервала в Ъ _оп необходимы следующие объомы выборки в зависимости от доверительной вероятности

вероятность    0,637    0,657    0,667    0.670    0.683

объем    5    10    16    20    30 и более

Таким образом, воли выборка велика (болео 30 наблюдений) и истинное среднее ложит в интервале k»_on t <2>_оп , то вероятно мы будем правы в 68 случаях из 100 и соответственно для меньших объомов выборок, причем даяо для весьма невысокого значения доверительной вероятности (0,68) необходимо как минимум 30 промысловых экспериментов для каждого из новых технологических процессов. Поскольку постановка тшеого большого числа экспериментов не г.род-стовлпотсн возможным, это заставляет искать оценку эффективности примононип новых технологических процессов на основе диагностирования изменений (как положительных, так и отрицательных), происходящих в продуктивном пласте_;при использовании одного из новых технологических процессов.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ СТЕПЕНИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СКВШН ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГТМ

Одним И8 необходимых условий анализа и регулирования технологических процеооов воздействия на призабойную вону явлпетоя учет степени взаимодействия окванин, дренирующих некоторый участок мооторождения.

Проведение ГТМ мокет привести к существенному изменению фильтрационных потоков в пласте,воледотвие чего эффект от проведенного мероприятия следует оценивать интегрально по группе окважин, взаимодзйотвующих о той, на которой проведено воздействие. В овяэи о этим предлагается опоооб оценки степени гидродинамического взаимодействия скваяин по текущим замерам их дебитов. В силу того, что временные ряды отклонений дебитов от срод-вих значений нооят стохастический характер, анализ промысловых данных проводитоя отатистичеокиыи методами на основе парных, частных и множественных коэффициентов корреляции (сы.приложение). Парные коэффициенты корреляции    отражают    линейную    статисти

ческую связь между двумя случайными величинами. При взаимодействии нескольких объектов для анвлиза парных овязей между i, -м и J -м объектами в линейных системах обычно используотоя частный НОЭффКфЮНТ корреляции    ,    m    (    m    Ч,_>j), позволяющий

исключить влияние остальных элоиоитов системы. Множественный коэффициент хорролгдаи Vi^lW^Bupazcaot степень связи можду одной случайной воличиной и всоми остальными и измонешю ого характеризует измононио стопони совокупного влияния на изучаемую воличину всох других воличип* Необходимо отиотить, что без дополнительного анализа частные и миоокоственнно коэффициенты корреляции по могут быть попользованы для количественной оценки