Збільшення нафтовіддачі пластів із застосуванням мікробіологічного впливу на прикладі Західно-Лениногорский

Найменування

Газ, що виділився з нафти при одноразовому розгазування в стандартних умовах

Суміш газу багатоступеневого розгазування за умов сепарації Р = 0,5 МПа Т = 9 º С

Нафта, разгазірованная одноразово в стандартних умовах

Нафта після багатоступеневого розгазування за умов сепарації

Р = 0,1 МПа

Т = 9 º С

Пластова нафту

1.Сероводород

0,00

0,00

0,00

2.Углекіслий газ

0,65

-

0,11

3.Азот + рідкісні

9,14

-

0,56

4.Метан

32,43

0,00

1,3

5.Етан

22,58

0,13

1,56

6.Пропан

22,27

0,56

2,65

7.Ізобутан

2,65

0,22

0,53

8.Н-бутан

6,68

0,84

1,78

9.Ізопентан

1,52

0,89

1,00

10.Н-пентан

1,28

1,12

1,16

11.Остаток (С ₆ + вищі)

0,80

96,24

89,34

12.Остаток (С ₇ + вища)

13.Молекуляр-ва маса, М

14.Всего

32,76

0,00

0,00

15.Остаток

16.Плотность при стандартних умовах,

нафти, г / см ³

0,8578

0,8084

газу, г / л

1,3621

№

Найменування

К-сть дослідні. свердловин

Діапазон зміни

Середнє значення

1

Газосодержание, м ³ / т

3

0,248-0,368

0,317

2

Сірководень, м ³ / т

3

-

-

3

Об'ємний коефіцієнт

12

-

4,4.10 ^-5

4

В'язкість, мПа.с

- / / -

1,80-1,98

1,93

Питома вага в середньому дорівнює 0,865; вміст сірки - 1,47%; смол - 27 - 37%; парафіну - 5,3%. Середня в'язкість нафти по родовищу становить 30 мПа × с. У кам'яновугільних відкладах промислово-нафтоносними є турнейского, Візейська, і верей-башкирські відкладення. Нафтоносності відкладень турнейского ярусу C ₁ t відзначається по керну, газокаротажу і за результатами випробування свердловини. У візейського ярусу нефтепроявленія зустрінуті у відкладеннях Бобриковського C ₁ ^bb, тульського C ₁ ^tl і Алексинский C ₁ ^al горизонтів. Промислові поклади нафти в основному приурочені до теригенними відкладенням Бобриковського (вугленосного) горизонту. У вугленосному горизонті Ромашкинского родовища за комплексом геолого-геофізичних даних виділено до 60 покладів. Промислова нафтоносності Верейського горизонту C ₂ ^vr доведена випробуванням свердловин на сусідньому Ново-Єлховський родовищі. У свердловинах Ромашкинского родовища відібраний нефтенасищенной керн з верей-башкирських відкладів. Нефтенасищенной порід нерівномірне, у вигляді плям. Нафта дуже густа. У пермських відкладах нефтепроявленія на Ромашкинского родовищі відносяться до відкладів артінского P ₁ ar і уфімського P ₁ u ярусів. У відкладах артінского ярусу зустрінуті скупчення густої окисленої нафти в тріщинуватих доломітізірованний вапняках. Темно-коричневі пісковики, насичені бітумом до 3 - 7%, Уфімського ярусу P ₁ u у ряді пунктів виходять на поверхню. Нафта обох ярусів густа, важка, нетекучая. Підводячи підсумок розгляду нефтепроявленій по розрізу можна констатувати, що на Ромашкинского родовищі, крім горизонту DI, безсумнівний промисловий інтерес представляють турнейского, Бобриківського, тульські і верей-башкирські відкладення. У стратиграфічному розрізі Ромашкинского родовища виділяється 8 гідрогеологічних комплексів:

- I - елювій кристалічного фундаменту і теригенних частина девону;

- II - карбонатна товща верхнього девону і турнейского ярусу нижнього карбону;

- III - теригенних частина яснополянський відкладень нижнього карбону;

- IV - карбонатна товща верхневізейского под'яруса, намюрского ярусу нижнього карбону і башкирського ярусу середнього карбону;

- V - верейську горизонт середнього карбону;

- VI - карбонатна товща середнього і верхнього карбону;

- VII - ніжнепермскіе відкладення (умовно);

- VIII - верхнепермскіе і четвертинні відкладення.

У межах кожного комплексу характеристика водоносних горизонтів і склад вод близькі, завдяки наявності гідродинамічної зв'язку. Спостережувані закономірності зміни гідрогеологічних умов по розрізу палеозою обумовлені, головним чином, наявністю в ньому відносних водотривів, що ускладнюють активну гідродинамічну зв'язок між окремими комплексами. Такими водоупорами є щільні глинисті, глинисто-карбонатні і, рідше, карбонатні породи в киновском горизонті і среднефранском под'ярусе девону, у верхній частині Яснополянській та нижньої частини окського надгорізонту нижнього карбону, в Верейському горизонті середнього карбону і в уфимському ярусі верхньої пермі. Знизу вгору по розрізу палеозою спостерігається зменшення величини загальної мінералізації підземних вод і, відповідно, абсолютного вмісту в них хлору (від 420 до 0,3 мг-екв/100 гр), магнію (від 40 до 0,5 мг-екв/100 гр ), брому (1060 - 0 мг / л), абсолютного і відносного вмісту кальцію (від 120 до 1,0 - 0,5 мг-екв/100 гр). У той же час спостерігається збільшення абсолютної та відносного вмісту сульфатів (від 0,2 до 15мг-екв/100гр), відносного вмісту натрію (0,6 - 30), хлоробромного коефіцієнта (від 152 до 475 і більше), коефіцієнта сульфатної (від 0 до 100-7300). По переважним у мінеральному складі компонентів зміна вод відбувається від хлоридно-натрієвих в девонських, нижньо-і среднекаменноугольних відкладеннях до сульфатно-натрієвих в ніжнепермскіх і до сульфатно-кальцієвих, гідрокарбонатно-натрієвих і гідрокарбонатно-кальцієвих в верхнепермскіх відкладах. У складі водорастворенного газу вгору по розрізу зменшується вміст вуглеводнів (від 70 - 80% до 10 - 15% і менше) і збільшується вміст азоту (від 15 - 50% до 80 - 90% і більше). Вміст вуглеводнів і газовий чинник вище у водах пашійского і Бобриковського горизонтів. Знизу вгору від теригенної товщі девону до верхнепермскім і четвертинним відкладенням відбувається якісний і кількісний ріст бактеріального населення вод і перехід від анаеробних форм до аеробних. Спостерігається по розрізу зменшення температури підземних вод від 43 - 44 С (пашійскій горизонт) до 26 С (Окський надгорізонту). Причому відбувається нерівномірне, стрибкоподібне зміна геотермічної щаблі й градієнта, що пояснюється в основному різними теплопровідними властивостями гірських порід і наявністю водотривів. Найбільш водообільнимі є пісковики жіветского D ₂ gv і франского D ₃ f ярусів девону і Бобриковського горизонту C ₁ ^bb нижнього карбону. У теригенної частини девону водоносні горизонти приурочені до піщано-алевролітовим пластів: DI. По мінеральному складу води характеризуються високою мінералізацією (питома вага 1,176 - 1,93; загальна мінералізація - до 840 мг-екв/100гр; щільний залишок до 295 г / л), є хлоридно-натрієвих розсолами зі значним вмістом кальцію (до 120 мг- екв/100гр), з мікрокомпонентів - брому (до 1060 мг / л) і з незначним вмістом сульфатів і гідрокарбонатів; реакція середовища кисла. Динамічна (абсолютна) в'язкість підземних вод у пластових умовах становить 16 -12,6 мПа × с. У складі водорастворенного газу переважають вуглеводні (до 70 - 80 об'ємних), при цьому превалює метан. Газовий фактор досягає 395см / Л, питома вага газу дорівнює 0,72 - 0,83. Зміст азоту становить 15 - 20%. У невеликих кількостях містяться також вуглекислий газ, водень, гелій, аргон та інші. Води недонасищени розчиненим газом, тому що тиск насичення (4,2 - 8,4 МПа) менше пластового тиску. Природний рух вод теригенної частини девону із середньою швидкістю 1,0 - 1,3 см / рік, за даними відбувається з півночі на південь і з заходу на схід (загальний напрямок з північного заходу на південний схід). Цей напрямок руху підтверджується зміною по території Татарії мінерального і газового складу вод, нахилом водонефтяного контакту покладів нафти Ромашкинского, Бавлінского і Туймазінському родовищ, а також даними по сусідніх районах. Промислова розробка родовища із застосуванням внутріконтурного і законтурного заводнения призвела до суттєвої зміни його природного гідрогеологічного режиму. У процесі розробки, у зв'язку зі змішуванням і взаємодією між собою, а також з нафтою і розчиненими в ній газами, відбувається зміна мінерального, мікрокомпонентного, газового складу, фізико-хімічних властивостей пластових та закачані вод. Разом з закачиваемой водою в обрій потрапляють ряд груп бактерій (сульфатовосстанавлівающіх, псевдомони, сапрофіти та інші), серед яких особливе значення набуває діяльність бактерій, які відновлюють сульфати закачиваемой води до сірководню. У зв'язку з закачуванням в пласт великих обсягів холодної води геометричні умови його також кілька змінюються у бік деякого зниження пластової температури. За результатами досліджень значення параметрів нафти в пластових умовах по поклади 1: тиск насичення 4,2 МПа, газовий фактор18, 6м / Т в'язкість пластової нафти 27,3 мПа × с, а середнє значення дегазований ної нафти при 20 З одно 16,3 мПа × с, густина пластової нафти 873кг / м . Пластова вода представлена ​​хлорокальцієвого розсолами, загальна мінералізація яких коливається від 242,9 до 284,3 г / л. Щільність пластових вод змінюється 1170 - 1190 кг / м ^3, в'язкість від 1,96 до 1,97 мПа × с, об'ємний коефіцієнт дорівнює 1.

2. АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ РОЗРОБКИ

1. Аналіз фонду свердловин, поточних дебітів і обводнення

У 1968 році "ТатНІПІнефть" був складений проект розробки для разбуренной частини Лениногорский площі з виділенням Західно-Лениногорский площі в самостійний об'єкт розробки.

Останній проектний документ - "Аналіз розробки Західно-Лениногорский площі Ромашкинского родовища" (з уточненням проектних показників), складений "ТатНІПІнефть", був затверджений 27.12.2006р.

Станом на 1.01.2009 р пробурено 923 свердловини, з них 659 - експлуатаційних, 220-нагнітальних, 12-спеціальних і 32-дублера.

У табл. 2.1 представлена ​​характеристика пробуреного фонду свердловин.

Видобуток нафти

У звітному році з горизонту Д1 відібрано 263735т нафти. З початку розробки видобуто 68760099т, що становить 90,1% НИЗ і 45,6% НБЗ нафти по Західно-Лениногорский площі. Поточний коефіцієнт нафтовіддачі-0, 456.

Середній дебіт діючої свердловини склав на кінець року 2,7 т / добу по нафті і 19,17 т / добу по рідини.

У результаті застосування циклічного і нестаціонарного заводнения за звітний рік додатково видобуто 3,3 тис. т нафти. Тривали роботи, спрямовані на підвищення нафтовіддачі пластів.

Таблиця 2.1.1 Характеристика пробуреного фонду свердловин

Р о з ш і ф р о в к а ф о н д а	на 1.01.2008р.	на 1.01.2009р.
1. Дають нафта, всього / в т.ч. нагнітальні а) фонтан / у т.ч. нагнітальних. б) ЕЦН / у т.ч. нагнітальних. в) СКН / у т.ч. нагнітальних.	310/57	307/56
	- / -	- / -
	21 / 2	22 / 2
	289 / 55	285 / 54
2. Недіючий фонд / у т.ч. нагнетатательние.	49 / 5	51 / 4
3. Освоюються і ожид. освоєння / у т.ч. нагнітальних.	-	-
4. Експлуатаційний фонд / у т.ч. нагнітальних.	359/62	358/60
5. Дають технічну воду.	3	3
6. Нагнетатательний фонд. а) під закачуванням / у т.ч. остан. по техніч. прич. б) в бездіяльності після закачування. в) в очікуванні освоєння після буріння. г) у ожид. освоєний. після експл. на нафту.	213	221
	189/54	196/76
	23	23
	-	-
	1	2
7. Контрольні	5	4
8. П'єзометричного	52	47
9. У консервації	18	16
10.В очікуванні ліквідації	-	1
11.Ліквідірованние / у т.ч. а) за геологічними причин б) з технічних причин	221	221
	164	164
	57	57
12.Переведено на інші горизонти	52	52
13.Всего пробурено	923	923

Для ізоляції водопритоків широко застосовувалися у звітному році такі методи, як закачка біополімерів ("ксантан") в нагнітальні і видобувні свердловини, КПС, СНПХ-9350, ВУС, ГЕР і ГЕС-М (зміна напрямку фільтраційних потоків) в нагнітальні свердловини. Виробляли закачування МПС у видобувну свердловину, низькомодульної рідке скло в нагнітальні свердловини. З метою підвищення коефіцієнта охоплення пласта заводнением, вирівнювання профілю прийомистості, перерозподілу фільтраційних потоків проведена закачування суміші гарячого бітуму і цементу з допомогою теплозберігаючих труб "термокейс" в нагнітальну свердловину 6009а. Для збільшення притоку рідини використовувалися методи депресійної перфорації спільно з ТІМ, виробляли ГРП, ОПЗ (гів, ИХВ, СНПХ-9030, разглинизации, глінокіслота, розчинники). Загальна ефективність від застосування методів ПНП склала за звітний рік 58780т нафти, від заходів даного року - 4700т.

Основні рекомендації авторського нагляду виконані.

Закачування води

За звітний 2008 рік в розроблювані пласти пашійского горизонту Західно-Лениногорский площі розміщено 1622,66 тис / м ^3, що є і загальної продуктивної закачуванням за площею.

Протягом звітного року під нагнітання води в розроблювані пласти освоєна одна свердловина-6147а. Дві свердловини не освоїлися: 12415а-відсутність прийомистості; 6034а-аварійна.

Нагнітальний фонд склав на кінець року 196 свердловин. Циклічне вплив на пласт здійснювалося у 163 свердловинах.

Компенсація відборів рідини в пластових умовах до закачування за рік склала 104,8%.

Обводненість продукції

Видобуток води

Відбір води з горизонту Д I Західно-Лениногорский площі склав у звітному році 1295,5 тис. т.

Середньорічна обводненість продукції дорівнює 83,1%, що на 1,7% вище торішнього показника.

Таблиця 2.1.2 Стан пластового тиску

Блоки	П л а с т о в о е д а л е н н я				+ - За площі	+ - В зоні відбору
	за площею		в зоні відбору
	на 1.1.08 р.	на 1.1.09 р.	на 1.1.08 р	на 1.1.09 р.
1 2 3 За площ.	167,7 170,2 172,2 170,2	168,4 170,1 173,0 170,7	163,8 164,4 165,4 164,6	164,4 163,8 166,0 164,8	+0,7 -0,1 +0,8 +0,5	+0,6 -0,6 +0,6 +0,2

2. Аналіз вироблення пластів

Пласт "а" містить 13,3% нафти від НИЗ за площею. З початку розробки по пласту відібрано 75,1% від НИЗ нафти по пласту.

Дострелити пласта проведений у видобувних свердловинах: 6372а, 39497,39498.

В активну розробку з даного пласту за звітний рік залучено 37 тис. т запасів нафти.

Пласт "б1" містить 9,6% від НИЗ нафти за площею, накопичений відбір нафти складає 77,0% від НИЗ нафти по пласту.

Дострелити пласта справили на добувній свердловині 39528, нагнітальної свердловині 39527а.

Відключення пласта справили на видобувних свердловинах 6146 і 12469 у зв'язку з зарізкою бічних стовбурів.

В активну розробку видобувні запаси нафти по пласту у звітному році не залучені.

Пласт "б2" містить 13,0% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 88,8% від видобутих запасів по пласту.

Відключення пласта справили на добувній свердловині 6146 у зв'язку з зарізкою бічного стовбура.

В активну розробку видобувні запаси нафти по пласту у звітному році не залучені.

Пласт "б3" містить 25,6% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 93,4% від видобутих запасів по пласту.

Дострелити пласта проведений у видобувних свердловинах: 12510в, 1051в.

Відключення пласта у видобувних і нагнітальних свердловинах не виробляли.

В активну розробку за рік залучено 15 тис. т нафти.

Пласт "в" містить 19,5% НИЗ нафти за площею. Накопичений відбір нафти склав 96,7% від запасів по пласту.

Дострелити пласта проведений у видобувних свердловинах 6146 (зарізання бічного стовбура) і12473а.

Відключення пласта зробили в нагнітальної свердловині 6559.

Пласт "г1" містить 14,9% НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 96,0% від запасів нафти по пласту.

Дострелити пласта проведений у видобувній свердловині 6146 (зарізання бічного стовбура).

Відключення пласта зробили в нагнітальної свердловині 6559.

Пласт "г2 +3" містить 4,0% від НИЗ нафти за площею. Накопичений відбір становить 99,9% від запасів по пласту.

Дострелити і відключень пласта в звітному році не було.

Динаміка основних показників розробки наведено в табл. 2.2.1 і на рис. 2.2.1.

3. АНАЛІЗ ЕФЕКТИВНОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ Мікробіологічні методи збільшення нафтовіддачі шарів В УМОВАХ Розглядається об'єкт РОЗРОБКИ

Коротка анотація технологій збільшення нафтовилучення.

Мікробіологічне вплив.

Технологія МБВ-М відноситься до мікробіологічних методів збільшення нафтовіддачі пластів і призначена для підвищення нафтовіддачі обводнених пластів за рахунок внутріпластового синтезу нефтевитесняющіх агентів.

Технологічний процес реалізується закачуванням мікробіологічного розчину, що містить углеводородокісляющіе бактерії (УГБ), джерела кисню, азоту і фосфору таким чином, щоб закінчення закачування збіглося із закінченням циклу закачування води, проведеного відповідно до програми заводнения.

У пластових умовах УГБ здатні синтезувати органічні розчинники, такі як спирти і альдегіди, жирні кислоти поверхнево-активної дії і гази, що збільшують рухливість нафти. Технологія може застосовуватися на ділянках заводняемих як прісної, так і мінералізованою водою, використовує доступні реагенти вітчизняного виробництва, не вимагає складного обладнання для реалізації. За рахунок застосування природних непатогенних мікроорганізмів і повністю утилізованих в природі реагентів технологія є безпечною для навколишнього середовища і людини.

Мікробіологічне вплив є третинним методом підвищення нафтовіддачі пластів (ПНП), що проводиться для створення оторочки з метою збільшення коефіцієнта охоплення і коефіцієнта витіснення.

Застосування водних дисперсій маслорастворімих НПАВ

Розробку заводнення пластів більш ефективно вести з застосуванням маслорастворімих ПАР.

При закачуванні водної дисперсії маслорастворімих ПАР в пласті на фронті витіснення формується мікроемульсійний облямівка з низьким вмістом нафти, хорошою нефтевитесняющей здатністю і в'язкістю, близької до в'язкості нафти, що збільшує коефіцієнт витіснення і охоплення пласта заводнением.

Реалізація технології застосування водної дисперсії АФ ₉ -6 здійснюється шляхом нагнітання в пласт облямівки дисперсії НПАВ і подальшого просування її технічної або стічної водою, яка подається через систему ППД.

Розмір створюваної в пласті оторочки вибирається за результатами промислових досліджень і залежно від конкретних геолого-фізичних умов уточнюється і становить величину не більше 1% порового об'єму.

Концентрація АФ ₉ -6 в оторочке становить 5-10% мас. У технологічному процесі використовуються матеріали та обладнання, що випускається вітчизняною промисловістю.

Застосування водорозчинних поверхнево-активних речовин

Суть методу застосування водорозчинних поверхнево-активних речовин (ПАР) заснована на підвищенні нефтевитесняющіх властивостей води і активізації капілярних і дифузійних процесів витіснення за рахунок зниження міжфазного натягу нафти на контакті з закачиваемой водою і зменшення крайових кутів змочування.

Застосування ПАР сприяє відмиванні плівковою нафти, Гидрофилизация породи, зниження набухання глинистих мінералів, прискоренню капілярного просочення, збільшення фазової проникності для нафти.

Закачка водорозчинних ПАР здійснюється або шляхом довготривалої дозованої закачування з КНС великих обсягів розчинів ПАР низькою (0,05%) концентрації, або шляхом разової закачування малих обсягів розчинів високої (5-10%) концентрації ПАР в окремі нагнітальні свердловини. Як водорозчинних ПАР використовуються ПАР типу ОП-10, АФ ₉ -12.

Перевагами разової технології є висока ефективність і прискорення робіт з урахуванням поступового розмиву концентрованої оторочки, яка руйнується в пласті закачиваемой водою. Використовуються 5-10% розчини ПАР з облямівкою 0,005 - 0,010 порового об'єму пласта. Збільшення коефіцієнта нафтовилучення при первинному заводнении становить 4,5%.

Застосування капсульованих полімерних систем

Технологія призначена для забезпечення регулювання процесу розробки в неоднорідних і многопластових колекторах, збільшення нафтовіддачі та скорочення термінів розробки об'єктів впливу з виходом на запланований коефіцієнт нафтовіддачі.

Розроблена технологія пропонує використання полімерної композиції, що представляє собою полімерний розчин з додаванням солей алюмінію. Введення солей алюмінію у полімерний розчин при оптимальному співвідношенні дозволяє отримати на основі гетерофазної зшивання макромолекул капсульованих полімерні системи. Розмір полімерних капсул складає 0.1-10мкм.

Механізм дії модифікованого полімерного заводнення заключется в тому, що капсули зшитого поліакриламіду тимчасово закупорюють по глибині шару високопроніцаемие ділянки, тим самим змінюють напрямок руху води в слабо дреніруемих зони пласта. У результаті досягається підвищення охоплення заводнением.

Для реалізації технології потрібна спеціальна установка для приготування і закачування полімерної композиції в водоводи високого тиску нагнітальних свердловин. У разі отсутсвия установки випробування технології передбачається здійснити шляхом використання існуючих на промислах технологічних засобів.

Застосування композицій ДКМ

Технологія призначена для залучення в розробку недреніруемих запасів нафти за рахунок збільшення охоплення пластів заводнением, яке досягається шляхом попереднього блокування високопроникних обвідних зон пластів язкопружним зшитими системами і наступного перерозподілу фронту заводнения на неохоплені раніше впливом продуктивні пропластки. Створення блокує оторочки в пласт здійснюється закачуванням в нагнітальні свердловини зшитих полімерних систем на основі ефірів целюлози, полімерних реагентів, наповнювачів і води.

Технологію рекомендується застосовувати при розробці нафтових родовищ, представлених неоднорідними по проникності колекторами. Для порівняння мікробіологічного впливу з іншими третинними методами ПНП розглянемо таблицю 3.1.

Таблиця 3.1 Порівняння ефективності деяких МУН на об'єктах Західно-Лениногорский площі на 1 січня 2006 р (звітність ТатАСУнефть)

З таблиці видно, що мікробіологічне вплив було проведено в 71 нагнітальних свердловинах. У результаті сумарна додатковий видобуток за період з 2000 р по 2005 р склала 44897 т, що в середньому на одну свердловину - 632 т.

Метод ЩСПК + ГЗК приніс додатковий видобуток 10891 т, в середньому на одну свердловину - 1815 т.

При закачуванні сірчаної кислоти в одну нагнітальну свердловину додаткова видобуток склав 3501 т.

Облямівка розчину ПАР виявилася найменш ефективним заходом, тому що принесла всього лише 19 т додаткового видобутку.

Застосування заходи ТатНО-2000-03 дозволило отримати додатковий видобуток 2558 т.

У результаті зробленого аналізу видно, що мікробіологічне вплив мало ефективно і це сприяло відмови НГВУ "Леніногорскнефть" від даного заходу на Західно-Лениногорский площі.

4. ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ

4.1 Вибір ділянки

Технологія МБВ-М реалізується на нагнітальних свердловинах, що знаходяться під закачуванням як прісних, так і мінералізованих вод.

Об'єкт розробки - поклади нафти в теригенних колекторах, які розробляються з використанням заводнення.

Оптимальні геолого-технічні умови ділянок для застосування технології МБВ-М наступні:

- Система розробки - внутріконтурное заводнення;

- Проникність - не менше 0,1 мкм ^2;

- Обводненість видобувних свердловин ділянки впливу - від 60% до 98%;

- Пластова температура - не більше 50 ° С;

- Нефтенасищенной товщина шару - від 2 м до 10 м;

- Прийомистість нагнітальних свердловин (при Р = Р _доп - 25%) - не менше 100 м ³ / добу;

- В'язкість нафти в пластових умовах - від 3 до 50 мПа × з

- Щільність закачиваемой води на ділянці впливу - не більше 1150кг / м ^3;

- Щільність води, використовуваної для отримання мікробіологічного розчину - не більше 1065 кг / м ^3;

Технологічний процес (ТП) здійснюється через свердловину має герметичну експлуатаційну колону, справну гирлову арматуру, зумпф не менше 5 м, що дозволяє проводити комплекс промислових геофізичних досліджень (ПГИ), що характеризується відсутністю заколонних перетоків.

Безпосередньо перед початком робіт (але не пізніше, ніж за добу) свердловина підключається під закачування води з метою виходу на сталий режим роботи.

Вибір свердловини для технології МБВ-М здійснюється геологічною службою НГВУ спільно з розробниками технології виходячи з геолого-промислових даних і критеріїв застосовності технології і затверджується головним геологом НГВУ.

4.2 За методом "прямого" рахунки

Ця методика може застосовуватися для експортної оцінки ефекту МУН. Суть методики полягає в наступному.

Таблиця 4.2.1 Показники роботи (нагнітальна свердловина № 1)

Передісторія			Історія
Дата	Видобуток за місяць, тис.т		Дата	Видобуток за місяць, тис.т
	нафту	вода		нафту	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

У координатах "місячна видобуток нафти - календарний час" за нульовою відлік часу приймаємо місяць (07.2008) на 1 рік раніше місяця початку впливу МУН (07.2009), тобто в якості ближній передісторії беремо 12 місяців. На графік (рисунок 1) наносимо точки місячної видобутку нафти по місяцях передісторії та історії. Проводимо вертикальну пряму через місяць початку впливу (07.2009).

Далі за експлуатаційними картками видобувних свердловин визначаємо видобуток нафти за 12 місяців передісторії (3642 т) та середньомісячну видобуток у цей період (303,5 т). Останню величину відкладаємо на графіку у вигляді горизонтальної прямої до перетину з місяцем впливу (07.2009). Потім період передісторії ділимо на дві рівні частини вертикальним відрізком прямої. Таким чином, період передісторії перетворився на квадратну діаграму, на якій в першому і четвертому квадратах виявилося по 1 точці, в другому - і у третьому - по 5 точок. Для визначення наявності тренда і його надійності розраховуємо коефіцієнт асоціації Юла:

(4.2.1)

де а, б, в, г - кількість точок у відповідних квадрантах. Якщо К _а Юл> 0,7, вважають тренд встановленим і досить надійним.

Звідси коефіцієнт асоціації Юла дорівнює:

Оскільки К _а Юл більше 0,7, вважаємо тренд (тенденцію зміни місячної видобутку нафти) встановленим і досить надійним.

Далі визначаємо кількісні показники тренда. Для цього по експлуатаційним картками визначаємо видобуток нафти за перші 6 місяців (1681 т) і другі 6 місяців (1961 т) передісторії. Звідси обчислюємо середньомісячну видобуток за першу половину (280,2 т) та другу половину передісторії (326,8 т). Через останні дві точки і центр квадратної діаграми проводимо похилу пряму до перетину кордону передісторії та історії (07.2009 - дата початку дії). У цій точці перетину визначаємо базову середньомісячну видобуток нафти (323 т) і з неї проводимо горизонтальну пряму (паралельну осі часу) на весь період історії (наслідки).

Таким чином, вважаємо, що падіння видобутку нафти відбувається тільки в період передісторії, а в період після впливу базова видобуток нафти є постійною, не падаючої, що, природно, занижує технологічний ефект.

За кількістю і положенню крапок після початку впливу щодо горизонтальної базової прямий наочно виявляється якісний ефект (3 з 6 точок розташовані вище базової горизонталі) і його динаміка. Для кількісної оцінки ефективності мікробіологічного впливу за експлуатаційними картками визначаємо сумарну видобуток нафти після початку впливу на дату аналізу (з 1.07.2009 по 1.01.2010 рр..). Вона виявилася рівною 1803 т. Звідси середньомісячна видобуток нафти після впливу виявилася рівною 300,5 т, або на 7,49% менше базової (323 т).

Віднімаючи з середньомісячної видобутку нафти після впливу (300,5 т) базову середньомісячну видобуток нафти (323 т) і помножуючи отриману різницю на число місяців, отримуємо величину додатково видобутої нафти (-405т, тобто видобуток скоротився), її частку по відношенню до всій видобутку нафти після впливу (22,46%), а також питому технологічну ефективність одного кубічного метра закачаної мікробіології (-3 т / м ^3).

Знаючи середньомісячну видобуток води у період передісторії та історії (цифри в дужках на рис. 4.2.1), можна визначити фактичну середньомісячну обводненість в ці два періоди часу (96,7% і 96,87%), а також, використовуючи розрахункову базову видобуток нафти (323 т) та середньомісячну видобуток води у період передісторії (8897 т) і історії (9289 т), зіставити з розрахунковою базової середньої обводненість, рівною 96,5% і 96,64%.

Рис. 4.2.1. Динаміка видобутку нафти по свердловині № 1

Таблиця 4.2.2 Показники роботи (нагнітальна свердловина № 2)

Передісторія			Історія
Дата	Видобуток за місяць, тис.т		Дата	Видобуток за місяць, тис.т
	нафту	вода		нафту	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

У координатах "місячна видобуток нафти - календарний час" за нульовою відлік часу приймаємо місяць (02.2008) на 16 місяців раніше місяця початку впливу МУН (06.2009), тобто в якості ближній передісторії беремо 16 місяців. На графік (малюнок 2) наносимо точки місячної видобутку нафти по місяцях передісторії та історії. Проводимо вертикальну пряму через місяць початку впливу (06.2009).

Далі за експлуатаційними картками видобувних свердловин визначаємо видобуток нафти за 16 місяців передісторії (7073т) та середньомісячну видобуток у цей період (442т). Останню величину відкладаємо на графіку у вигляді горизонтальної прямої до перетину з місяцем впливу (06.2009). Потім період передісторії ділимо на дві рівні частини вертикальним відрізком прямої. Таким чином, період передісторії перетворився на квадратну діаграму, на якій в першому квадраті виявилася одна точка, в четвертому - 4 точки, у другому - 4, і в третьому - 7 точок. Звідси коефіцієнт асоціації Юла дорівнює:

Оскільки К _а Юл більше 0,7, вважаємо тренд (тенденцію зміни місячної видобутку нафти) встановленим і досить надійним.

Далі визначаємо кількісні показники тренда. Для цього по експлуатаційним картками визначаємо видобуток нафти за перші 8 місяців (3482 т) і другі 8 місяців (3591 т) передісторії. Звідси обчислюємо середньомісячну видобуток за першу половину (435,3 т) та другу половину передісторії (448,9 т). Через останні дві точки і центр квадратної діаграми проводимо похилу пряму до перетину кордону передісторії та історії (06.2009 - дата початку дії). У цій точці перетину визначаємо базову середньомісячну видобуток нафти (458 т) і з неї проводимо горизонтальну пряму (паралельну осі часу) на весь період історії (наслідки). Таким чином, вважаємо, що падіння видобутку нафти відбувається тільки в період передісторії, а в період після впливу базова видобуток нафти є постійною, не падаючої, що, природно, занижує технологічний ефект.

За кількістю і положенню крапок після початку впливу щодо горизонтальної базової прямий наочно виявляється якісний ефект (4 з 6 точок розташовані вище базової горизонталі) і його динаміка. Для кількісної оцінки ефективності мікробіологічного впливу за експлуатаційними картками визначаємо сумарну видобуток нафти після початку впливу на дату аналізу (з 1.06.2009 по 1.12.2009 рр..). Вона виявилася рівною 2933 т. Звідси середньомісячна видобуток нафти після впливу виявилася рівною 489 т, або на 6,3% більше базової (458 т).

Віднімаючи з середньомісячної видобутку нафти після впливу (489т) базову середньомісячну видобуток нафти (458 т) і помножуючи отриману різницю на число місяців, отримуємо величину додатково видобутої нафти (678,3 т), її частку по відношенню до всієї видобутку нафти після впливу (23, 13%), а також питому технологічну ефективність одного кубічного метра закачаної мікробіології (8,5 т / м ^3).

Знаючи середньомісячну видобуток води у період передісторії та історії (цифри в дужках на рис. 4.2.2), можна визначити фактичну середньомісячну обводненість в ці два періоди часу (75,3% і 70,9%), а також, використовуючи розрахункову базову видобуток нафти (458 т) та середньомісячну видобуток води у період передісторії (1349 т) та історії (1194 т), зіставити з розрахунковою базової середньої обводненість, рівною 74,7% і 72,3%.

Рис. 4.2.2. Динаміка видобутку нафти по свердловині № 2

Таблиця 4.2.3 Показники роботи (нагнітальна свердловина № 3)

Передісторія			Історія
Дата	Видобуток за місяць, тис.т		Дата	Видобуток за місяць, тис.т
	нафту	вода		нафту	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

У координатах "місячна видобуток нафти - календарний час" за нульовою відлік часу приймаємо місяць (10.2008) на 8 місяців раніше місяця початку впливу МУН (06.2009), тобто в якості ближній передісторії беремо 8 місяців. На графік (рисунок 3) наносимо точки місячної видобутку нафти по місяцях передісторії та історії. Проводимо вертикальну пряму через місяць початку впливу (06.2009).

Далі за експлуатаційними картками видобувних свердловин визначаємо видобуток нафти за 8 місяців передісторії (5145т) та середньомісячну видобуток у цей період (643,1 т). Останню величину відкладаємо на графіку у вигляді горизонтальної прямої до перетину з місяцем впливу (06.2009). Потім період передісторії ділимо на дві рівні частини вертикальним відрізком прямої. Таким чином, період передісторії перетворився на квадратну діаграму, на якій в першому і четвертому квадратах виявилося по 1 точці, в другому - і у третьому - по 3 точки. Звідси коефіцієнт асоціації Юла дорівнює:

Оскільки К _а Юл більше 0,7, вважаємо тренд (тенденцію зміни місячної видобутку нафти) встановленим і досить надійним.

Далі визначаємо кількісні показники тренда. Для цього по експлуатаційним картками визначаємо видобуток нафти за перші 4 місяців (2498т) і другі 4 місяців (2647 т) передісторії. Звідси обчислюємо середньомісячну видобуток за першу половину (624,5 т) та другу половину передісторії (661,8 т). Через останні дві точки і центр квадратної діаграми проводимо похилу пряму до перетину кордону передісторії та історії (06.2009 - дата початку дії). У цій точці перетину визначаємо базову середньомісячну видобуток нафти (681 т) і з неї проводимо горизонтальну пряму (паралельну осі часу) на весь період історії (наслідки). Таким чином, вважаємо, що падіння видобутку нафти відбувається тільки в період передісторії, а в період після впливу базова видобуток нафти є постійною, не падаючої, що, природно, занижує технологічний ефект.

За кількістю і положенню крапок після початку впливу щодо горизонтальної базової прямий наочно виявляється якісний ефект (1 з 6 точок розташовані вище базової горизонталі) і його динаміка. Для кількісної оцінки ефективності мікробіологічного впливу за експлуатаційними картками визначаємо сумарну видобуток нафти після початку впливу на дату аналізу (з 1.06.2009 по 1.12.2009 рр..). Вона виявилася рівною 3946 т. Звідси середньомісячна видобуток нафти після впливу виявилася рівною 657,7 т, або на 3,55% менше базової (681т).

Віднімаючи з середньомісячної видобутку нафти після впливу (657,7 т) базову середньомісячну видобуток нафти (681 т) і помножуючи отриману різницю на число місяців, отримуємо величину додатково видобутої нафти (-326,7 т, тобто видобуток скоротився), її частку за відношенню до всієї видобутку нафти після впливу (8,28%), а також питому технологічну ефективність одного кубічного метра закачаної мікробіології (-3,63 т / м ^3).

Знаючи середньомісячну видобуток води у період передісторії та історії (цифри в дужках на рис. 4.2.3), можна визначити фактичну середньомісячну обводненість в ці два періоди часу (59,4% і 62%), а також, використовуючи розрахункову базову видобуток нафти ( 681 т) та середньомісячну видобуток води у період передісторії (941 т) і історії (1075,7 т), зіставити з розрахунковою базової середньої обводненість, рівної 58% і 61,2%.

Рис. 4.2.3. Динаміка видобутку нафти по свердловині № 3

4.3 За характеристиками витіснення

Використання характеристик витіснення (ХВ) при вирішенні задач розробки нафтових покладів було вперше запропоновано Д. А. Ефросом (1959р) у вигляді залежності накопиченого відбору нафти від накопиченого відбору рідини.

Стосовно до вирішення розглянутих далі завдань під характеристиками витіснення розуміють залежності накопиченої видобутку нафти по об'єктах від накопиченої видобутку рідини або води при різних модифікаціях координат у залежностях.

Достоїнствами методу прогнозу, заснованого на використанні характеристик витіснення нафти водою, є:

-Простота застосування даного методу прогнозу;

-Видобувні запаси нафти визначаються за характеристиками витіснення безпосередньо, без попереднього значення балансових запасів і проектного коефіцієнта вилучення нафти, визначення яких в окремих випадках важко.

Суть методики полягає в наступному.

Широко розповсюдженим методом вирішення даної задачі є метод найменших квадратів. Розглянемо конкретний випадок. Дана система рівнянь:

(4.3.1)

Система двох лінійних рівнянь з двома невідомими a, b. Далі з другого рівності, висловлюючи коефіцієнт b, і підставляючи в перше рівність, знаходимо коефіцієнт а. Фактичні значення функції визначають підстановкою в ліву частину рівнянь фактичного значення накопиченої видобутку продукції (V _н, V _в, V _ж).

Успішність використання характеристик витіснення при визначення технологічного ефекту від БГС та інтенсифікації припливу нафти обумовлюються в першу чергу тим, що підбираються такі системи координат, в яких дані більш-менш добре лягають на пряму лінію.

При використанні характеристик витіснення існує досить велика ймовірність того, якщо на періоді передісторії фактичні точки досить тісно лягають на пряму, то на періоді екстраполяції вони також будуть лягати на пряму.

Характеристики витіснення, використовувані для вибору рівняння кривої обводнення для оцінки ефективності МУН.

де Q _н, Q _н, Q _ж - фактичні значення накопиченої видобутку нафти, води, рідини; a, b - постійні коефіцієнти.

Для визначення видобутку нафти за рахунок застосування ГС за ХВ, в координатах будуються залежності. Потім визначають додатковий видобуток. Результати підрахунків видобутку нафти і розрахунок базових кривих проведений за допомогою ЕОМ (з використанням програми Microsoft Excel).

Розглянемо докладніше метод Максимова на прикладі свердловини № 1

(4.3.9)

(4.3.10)

Критерій Тейлі:

(4.3.11)

Таблиця 4.3.1 Результати підрахунку видобутку нафти за рахунок МУН (свердловина № 1)

ДАТА	Видобуток за місяць, т.		Видобуток накопичена, т.
	Нафта	Вода	Нафта	Рідина
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