Оценка технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, проводимых на скважинах действующего фонда
Эксплуатация нефтегазовых месторождений на поздней стадии разработки характеризуется постоянным плавным падением добычи. Это связано, прежде всего, с истощением запасов, снижением пластового давления и увеличением обводненности продукции добывающих скважин. Для поддержания добычи на прежнем уровне или для снижения темпов ее падения применяют различные методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), что позволяет вести разработку более эффективно и в итоге увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи (КИН).
Для оценки технологической эффективности МУН необходимо определить величину дополнительной добычи нефти от проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), для чего существует целый ряд методик, основанных на сопоставлении базовой (прогнозной) и фактической добычи нефти со скважины на конец расчетного периода. Именно эта разница и определяет величину дополнительной добычи нефти.
Базовая добыча рассчитывается по характеристикам вытеснения, которые более всего подходят к данным условиям разработки объекта, то есть имеют максимальную сходимость с фактическими данными объекта. С другой стороны, оценка технологической эффективности МУН должна быть связана с прогнозированием добычи на будущий период, так как при этом также планируется эффективность ГТМ. Другими словами, планирование добычи нефти или планирование дополнительной добычи нефти и оценка технологической эффективности ГТМ должны осуществляться по одним и тем же методикам или методикам, в которые заложен один и тот же принцип расчета.
Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) основана на методике прогнозирования добычи нефти, разработанной специалистами ТНК-ВР в 2007 году. Суть методики состоит в том, что прогнозирование добычи нефти осуществляется с учетом потерь, возникающих в результате истощения и роста обводненности разрабатываемого объекта, а также вывода скважин из эксплуатации. Расчет потерь нефти осуществляется по экспоненциальной зависимости, учитывающей темп падения дебита скважин на будущий период, определяемый на основе аналогичных показателей предшествующего периода. При этом для более точного прогнозирования потерь темп падения дебитов рассчитывается отдельно для скважин базового фонда – без ГТМ (МУН) – и скважин фонда с ГТМ (МУН), причем в последнем случае расчеты выполняются по каждому виду ГТМ (МУН) отдельно, так как тренды падения дебита могут существенно отличаться.
Существующая методика оценки технологической эффективности ГТМ
Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) предусматривает расчет дополнительной добычи нефти по следующему алгоритму.
Сначала определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита сква- жин базового фонда, включающего все скважины месторождения, не подверженные воздействию ГТМ (МУН) в предшествующий период, без учета их расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов). Расчет проводится по среднесуточным дебитам всех скважин за первый и двенадцатый месяц года. Экспоненциальный коэффициент падения рассчитывается по формуле (I):
где:
» qn – добыча на начало расчетного периода (месяц 1);
» qk – добыча на конец расчетного периода (месяц 12).
Аналогично определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита по скважинам с ГТМ (МУН). В расчете участвуют все скважины с проведенными на них ГТМ при аналогичных условиях (без учета расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов)).
После этого выполняется прогнозный расчет базовой среднесуточной добычи и среднесуточной добычи, полученной от МУН, на 12 месяцев с учетом темпа падения по предыдущему периоду. При этом начальным дебитом для скважин после применения МУН является дебит с учетом минимально-необходимого прироста.
Наконец, дополнительная годовая добыча рассчитывается как разница между прогнозной накопленной базовой добычей и прогнозной накопленной добычей после применения МУН с учетом времени работы скважин за этот период.
Таким образом, основным критерием прогнозирования дополнительной добычи нефти и оценки технологической эффективности ГТМ является темп падения дебита, рассчитанный по экспоненциальной зависимости (I).
Рассматривая динамику изменения суточного дебита и экспоненциальные коэффициенты падения дебита по объектам (Табл. 1) и элементам разработки (Табл. 2), можно заметить, что они изменяются существенно – это связано с различиями геолого-физических характеристик пластов (объектов) и физико-химических характеристик добываемой жидкости, а также с энергетическим состоянием объектов, компенсацией отборов закачкой и другими факторами.
Таким образом, если базовый фонд месторождения в большинстве своем эксплуатирует один объект, а ГТМ (МУН) проводится на другом объекте, то дополнительная добыча от ГТМ (МУН) может быть рассчитана некорректно. Иными словами, при оценке технологической эффективности ГТМ темп падения дебита нужно рассчитывать индивидуально по
каждому объекту и по возможности с привязкой к элементу разработки.
Индивидуальный подход к каждому элементу разработки
Предлагаемая новая методика расчета эффективности МУН с учетом темпа падения, полученного по одному объекту и одному элементу, также строится на расчете темпа падения базовой добычи и добычи от скважин с МУН. Для примера рассмотрим оценку технологической эффективности двух видов ГТМ – оптимизация и обработка призабойной зоны (ОПЗ) при подземном ремонте скважин (ПРС), выполненных на скважинах элемента М-1 объекта БВ10(1-2) Самотлорского месторождения (Рис. 1).
Сначала подбирается группа скважин объекта, не подверженная ГТМ (МУН) в предшествующем периоде (один год), – в нашем случае, расчет проводился по скважинам 800е, 815е, 801е, 888е и 845е. По выбранным скважинам определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения базовой добычи нефти – по элементу М-1 объекта БВ10(1-2) экспоненциальный коэффициент падения базовой добычи составил 93,2% (Табл. 3).
После этого подбираются скважины того же эксплуатационного объекта, на которых в предшествующий период (один год) был выполнен один и тот же вид МУН. В нашем случае расчет проводился по скважинам 806е и 814е (вид МУН – оптимизация) и 881е и 843е (вид МУН – ОПЗ при ПРС). По выбранным скважинам также определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения суточной добычи – по фактическим данным скважин 806е, 814е, 881е и 843е, экспоненциальный коэффициент падения составил 79,6% по оптимизации и 67,1% по ОПЗ при ПРС (Табл. 4).
Прогнозный расчет базовой добычи проводится с учетом темпа падения, полученного по скважинам базового фонда в предшествующем периоде (Табл. 3), начальным дебитом при этом является фактический дебит скважины на дату проведения МУН. Прогнозная добыча, получаемая после проведения МУН, рассчитывается по тому же принципу, но с учетом темпа падения по видам МУН (Табл. 4); здесь начальным дебитом является ожидаемый дебит скважины после МУН (ожидаемый прирост после проведения оптимизации составляет 5 т, после проведения ОПЗ – 3 т). В результате прогнозного расчета эффект от МУН составил 1 395 т по оптимизации и 947 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 5).
Оценка фактической эффективности ГТМ проводится аналогично прогнозированию, только стартовым дебитом скважины является дебит, полученный после МУН в первый месяц эксплуатации. Дополнительная добыча определяется как разница между прогнозной накопленной базовой добычей, полученной с учетом темпа падения, и фактической накопленной добычей нефти на конец расчетного периода. В результате фактической оценки технологического эффекта дополнительная добыча от МУН составила 2 052 т по оптимизации и 179 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 6, Рис. 2).
Как мы видим, в результате полученного расчета прогнозная добыча значительно расходится с фактической, причина этому – малая выборка скважин для расчета темпов падения и воздействие систем подержания пластового давления. Вместе с тем, предложенное дополнение к методике оценки эффективности ГТМ (МУН) позволяет более точно определить величину дополнительной добычи нефти со скважины, а в некоторых случаях повысить ее за счет более корректной оценки базовой добычи. Кроме того, это допол- нение позволит учесть интерференцию скважин: при оценке скважин одного элемента разработки ее влияние будет выражено более ярко.
