Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки

К наиболее трудным и неопределенным для оценки технологи­ческого эффекта относятся случаи, когда метод повышения нефте­отдачи пластов применяется с самого начала разработки, как, на­пример, применение ПАВ при разработке месторождений Западной Сибири, применение тепловых методов для разработки Каражанбасского, Усинского и других месторождений.

Сложность этого обусловлена отсутствием возможности срав­нить фактические данные разработки залежи при базовом варианте и данные на опытном участке применения метода. По­этому оценка технологического эффекта от применения метода базируется либо на расчетных показателях разработки опытного участка, либо на фактических результатах разработки другого участка, так называемого контрольного.

В первом случае возможны погрешности, связанные с неточ­ностью исходной информации или методики расчетов. Во втором случае трудность заключается в выборе контрольного участка, который должен быть идентичен опытному как по геолого-физи­ческим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показа­телям не удается практически никогда. В результате возможна неоднозначность в определении технологического эффекта. А по­скольку этот показатель имеет не только теоретическое, но и прак­тическое значение, у одних специалистов возникает заинтересо­ванность в эффекте, а у других - недоверие к результатам его определения. Это особенно проявляется при испытании методов, характеризующихся незначительным приростом нефтеотдачи пла­стов (таких, как заводнение с ПАВ, серной кислотой) и длитель­ным периодом до начала ощутимого реагирования добывающих скважин на воздействие, особенно в начальный период применения методов.

Для выхода из этого положения есть два пути. Один состоит в том, что неопределенность оценок эффекта можно преодолеть ста­тистически, т. е. большим числом опытных работ и соответствующей их обработкой методами многофакторного анализа. Для этого необходимо тщательно анализировать все результаты опытных ра­бот, сопоставлять лабораторные и промысловые результаты, обоб­щать опыт применения метода на многих участках, накапливать данные для статистической обработки. С течением времени по­явится уверенность в точности определения технологического эф­фекта тех или иных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Это верный, но долгий путь.

Другим путем, наиболее достоверным, на наш взгляд, является сопоставление фактических результатов разработки малого по раз­меру опытного участка при строго выдержанной технологии с по­казателями разработки того же участка, полученными на основе адекватной математической модели. После полной адаптации математической модели к фактическим данным опытного участка эффект от применения метода может определяться сравнитель­ным расчетом с базовым вариантом.

При этом сравниваются кри­вые ΣQ_н . б=f (τ) и ΣQ_н. м = f (τ) или η_б = f (τ) и η_м = f (τ). При необходимости вводятся коррективы на различие темпов разра­ботки или поправки на несоответствие проектных и фактических показателей.

Применение тепловых методов для разработки высоко­вязких нефтей обычно приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и текущих дебитов нефти по сравнению с разработ­кой на истощение. В этом случае при определении технологиче­ского эффекта рекомендуется использовать метод так называемых «долевых коэффициентов», представляющих собой отношение при­роста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Добыча нефти за счет применения метода определяется умножением полной добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. Примени­мость метода «долевых коэффициентов» для тепловых методов подтверждена на Кенкиякском и Хоросанском месторождениях.

В тех случаях, когда без применения методов увеличения нефтеотдачи пластов разрабатывать залежи экономически нецеле­сообразно, всю нефть следует считать добытой за счет применения методов. Примером могут служить разработка Ярегского место­рождения нефти очень высокой вязкости, а также месторождения битумов в Татарии, на которых без тепловых методов воздействия добыча нефти приктически невозможна.

В случаях незначительных приростов нефтеотдачи пластов в начальный период рекомендуется определять добычу нефти за счет применения метода умножением объема (массы) закачанного реагента на установленную расчетом или опытом удельную добычу нефти, т. е. добычу на единицу объема (массы) израсходованного реагента. Такой метод применяется при оценке эффекта от нагне­тания серной кислоты на Ромашкинском месторождении.

Если метод применяется на месторождении, данные разработки которого хорошо вписываются в имеющиеся корреляционные за­висимости от геолого-физических свойств пласта, то показатели базового варианта в отдельных случаях можно определять по ним.