ГТМ проводится на нагнетательных скважинах.

Для блочно-замкнутой системы разработки.

 

 

Для площадной и рядной систем разработки.

 

7.2 Задается дата проведения, вид ГТМ (из списка предлагаемого программой), название участка.

7.3 По выбранному участку определяется номера реагирующих скважин.

7.4 Все скважины участка делятся на категории по обводненности:

- низкообводненные (обводненность менее 50%);

- среднеобводненные (обводненность от 50 до 80%);

- высокообводненные (обводненность более 80%).

В определенных случаях (например, когда абсолютное большинство скважин имеет обводненность менее 50 или более 80%) граничные значения обводненности могут быть изменены. При этом новые граничные значения обводненности должны согласовываться с разработчиком ГТМ, геологической службой НГДУ и курирующим институтом.

Например, границы обводненности могут быть определены с помощью гистограммы распределения средней обводненности скважин за полгода проведения ГТМ.

7.4.1 В случае, когда на участке применения МУН имеются скважины, бездействующие более половины базового интервала, пущенные в эксплуатацию после применения ГТМ (или работающие до применения ГТМ и остановленные после него) и эти скважины существенно отличаются по дебиту жидкости или обводненности от среднего по выделенной группе значения – эти скважины должны быть рассмотрены индивидуально.

7.5 По каждой категории скважин рассчитываются и сохраняются базовые показатели:

- базовый дебит нефти;

- базовый дебит жидкости;

- характеристика вытеснения, описывающая базовый интервал f(Vж). Для категорий высокообводненных и среднеобводненных скважин осуществляется подбор интегральной характеристики, для низкообводненной категории используется дифференциальная характеристика.

7.6 Расчет технологического эффекта за месяц.

Расчет технологической эффективности осуществляется по следующим составляющим:

1) дополнительная добыча нефти за счет изменения темпов отбора жидкости V_н по формуле:

V_н = f(V_ж^ф) – f(V_ж^б)

 

 V_ж^б рассчитывается исходя из среднего дебита жидкости q_ж^б и среднего коэффициента эксплуатации базового интервала k_e^уб.

,

где, T – количество месяцев, прошедших с момента проведения мероприятия, t_i – количество дней в i-м месяце.

1) дополнительная добыча нефти за счет изменения характера обводнения:

где, b^б – базовая обводненность, соответствующая фактическому отбору жидкости V_ж^ф.

Для мероприятий по снижению обводненности величина эффекта по участку равна:

V_н = V_н.

Для мероприятий, связанных с изменением темпов отбора жидкости, суммарный эффект от проведения ГТМ вычисляется:

V_н = V_н + V_н

A

F

B

E

Скв. 2

Скв. 1

7.7 Расчет комплексного эффекта для нескольких ГТМ.

 

 

	D				G

 

На рисунке приведена схема наложения эффектов от проводимых мероприятий по скважинам 1 и 2. Мероприятие на скважине 1 проведено в момент времени T₁, на скважине 2 – в момент времени T₂.

Первоначально проведено мероприятие по участку 1 (ABCD), позднее по участку 2 (EFGH). Участок наложения эффектов (EBCH).

7.7.1 Скважины наложения эффектов (EBCH) исключаются из списка скважин участка 1.

7.7.2 Пересчитываются базовые показатели для 1 участка (без скважин наложения) по пунктам 7.4, 7.5.

7.7.3 Рассчитываются базовые показатели 2 участка (без скважин наложения) по пунктам 7.4, 7.5.

7.7.4 Рассчитываются базовые показатели участка наложения на момент T₁.          

7.7.5 Рассчитывается дополнительная добыча нефти по участку ABEH V_н1 по пункту 7.6.

7.7.6 Рассчитывается дополнительная добыча нефти по участку CFGD V_н2 по пункту 7.6.

7.7.7 Рассчитывается дополнительная добыча нефти по участку наложения V_н3 по пункту 7.6.

Если на участке 1 проводилось мероприятие по повышению нефтеотдачи (снижение обводненности), а на участке 2 – мероприятие по увеличению темпов отбора жидкости, то дополнительная добыча V_н относится к первому участку и V_н - ко 2 участку.

 

Оценка эффективности комплекса мероприятий одного класса (либо МУН, либо интенсификация отборов), производится по следующему алгоритму.

Для наложения двух мероприятий по увеличению нефтеотдачи:

а) определяется доля добычи нефти скважин наложения (ECDH) в суммарной добыче нефти участка 1 (ABCD) и участка 2 (EFGH) за год, предшествующий T₁.

где, , ,  - накопленная добыча нефти по соответствущему участку за год предшествующий T₁.

б) Дополнительная добыча нефти по участку наложения от проведения мероприятия на участке 1 определяется по формуле

от мероприятия на участке 2:

 

,

где R – коэффициент, учитывающий синергетический эффект от наложения мероприятий:

 

в) Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения 1 и 2 мероприятия:

V_{н1(суммарный)} = V_н1 + V_н3-1

V_{н2(суммарный)} = V_н2 + V_н3-2

 

Для наложения двух мероприятий по увеличению темпов отбора жидкости:

а) Определяется доля добычи нефти скважин наложения (ECDH) в суммарной добыче нефти участка 1 (ABCD) и участка 2 (EFGH) за год, предшествующий T₁.

 

где, , ,  - накопленная добыча нефти по соответствущему участку за год предшествующий T₁.

б) Рассчитываются потери нефти на интерференцию скважин для каждого из мероприятий по соответствующему участку.

- по участку ABEH вычисляется изменение добычи нефти V_{н1_интерф} от проведения мероприятия по скважинам участка без скважины 1 по пункту 7.6;

- по участку CFGD вычисляется изменение добычи нефти V_{н2_интерф} от проведения мероприятия по скважинам участка без скважины 2 по пункту 7.6.

в) Рассчитываются потери от интерференции на участке наложения от каждого конкретного мероприятия:

- для 1 мероприятия

- для 2 мероприятия

где R – коэффициент, учитывающий синергетический эффект от наложения мероприятий:

 

Д) Рассчитывается фактическая дополнительная добыча нефти от каждого мероприятия:

V_{н1(суммарный)} = V_н1 + V_н3-1

 V_{н2(суммарный)} = V_н2 + V_н3-2

 

ЦЕЛЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ:

1. На примере фактических показателей эксплуатации скважин, оценить технологический эффект от проведения ГТМ. Подобрать математическую модель для прогноза «базовой добычи». Оценить эффект от ГТМ по скважине. Сделать вывод об эффективности проведённого ГТМ, оценить время эффекта.

 

1. На примере фактических показателей разработки залежи спрогнозировать конечный коэффициент извлечения нефти. Сделать оценку достижимости КИН и выводы по дальнейшей эксплуатации.

 

Занятие 1.

Варианты

1. Скважины, на которых осуществлена операция ГРП

 

 

1. Скважины, на которых осуществлена операция ОПЗ.

 

 

 

1. Скважины, на которых осуществлена операция СКО.