СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Российский патент 2000 года по МПК E21B47/00 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) при планировании операций интенсификации добычи нефти в добывающих и повышения приемистости в нагнетательных скважинах.

Известна методика выбора скважин и технологии воздействия методом ранговой классификации [1]. Методика основана на нахождении соответствия между условиями и областями применения способа и технологии воздействия и объектом воздействия посредством обработки накопленной информации по ранее проведенным процессам методом ранговой классификации. Ранжирование параметров по известному методу производится за счет разбивки всего диапазона изменения условия проведения способа на ряд интервалов и присвоения им числа-ранга. По сумме рангов рассматриваемых условий проведения способа оценивается его эффективность.

В известном методе ранжирование производится только по вертикали и не рассматривается ранжирование по горизонтали, что значительно сужает информативность рассматриваемых параметров. Кроме того, метод не позволяет количественно, в тоннах, оценить прирост дебита скважины в результате проведения ГТМ.

Наиболее близким аналогом является способ планирования кислотных обработок и прогнозирования их эффективности в осложненных условиях эксплуатации скважин [2]. Для качественной оценки эффективности кислотных обработок с учетом диагностических признаков использован метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проводится в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от количественных показателей признака (ранжирование по вертикали).

Однако известный способ позволяет только качественно оценить планируемую эффективность проведения кислотных обработок.

Цель изобретения - выбор оптимального метода проведения ГТМ на конкретной скважине и прогнозирование его технологической и экономической эффективности.

Поставленная цель достигается тем, что в способе прогнозирования эффективности ГТМ в карбонатных коллекторах, включающем обработку накопленной информации по ранее проведенным обработкам с выделением наиболее информативных параметров, прогнозирование эффективности ГТМ методом ранговой классификации с учетом наибольшей суммы рангов произведений совокупных признаков соответствующих горизонтальных и вертикальных рангов, последовательности убывания степени их значимости и количественных показателей каждою признака, выбор метода проведения ГТМ осуществляют по прогнозируемой совокупной величине прироста дополнительной добычи нефти, для чего проводят аппроксимирование кривой зависимости прироста дебита скважины от величины ее текущего дебита перед проведением ГТМ, определяют величину отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ и сопоставляют их с отношением расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида ГТМ на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих ГТМ по месторождению, а целесообразность проведения ГТМ определяют по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции.

Признаками изобретения являются:
1. обработка накопленной информации;
2. выделение наиболее информативных признаков;
3. прогнозирование эффективности методом ранговой классификации по наибольшей сумме рангов произведений совокупных признаков соответствующих горизонтальных и вертикальных рангов;
4. аппроксимирование кривой зависимости прироста дебита скважины от величины текущего дебита до ГТМ;
5. определение величины отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ;
6. сопоставление п. 5 и 6 с отношением расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида ГТМ на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих ГТМ по месторождению;
7. оценка целесообразности проведения ГТМ по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции.

Признаки 1, 2, 3 является общими с прототипом, признаки 4, 5, 6, 7 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

Способ прогнозирования эффективности ГТМ показан на примере месторождений Удмуртии.

Для отбора диагностических признаков проведен ретроспективный анализ эффективности ГТМ на месторождениях Удмуртии за пять лет.

Результаты обобщения промысловых материалов, а также данных целевых исследований, проведенных в этом направлении, позволили выделить 12 наиболее информативных параметров, в наибольшей степени влияющих на конечный результат ГТМ.

К ним отнесены:
1. количество ГТМ, проведенных в конкретной скважине;
2. показатель снижения дебита в период эксплуатации скважины (отношение максимального дебита к текущему Q_max/Q_тек);
3. нефтенасыщенная толщина пласта;
4. коэффициент нефтенасыщенности;
5. послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости в интервале обработки к максимальной проницаемости пород в том же интервале);
6. средневзвешенная проницаемость по пласту;
7. показатель изменения пластового давления (отношение начального давления к текущему P_плнач/P_плтек);
8. температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином Т_пл/Т_нас);
9. условный показатель газонасыщенности ПЗП (P_нас-P_з) G/P_нас (здесь P_нас - давление насыщения, МПа, P_з - давление на забое скважины, МПа, G - газовый фактор, м³/г);
10. удельный расход кислотного раствора;
11. обводненность продукции скважин;
12. охват перфорацией пласта (отношение толщины продуктивного пласта к перфорированной толщине пласта).

1. Для оценки эффективности кислотных обработок с учетом перечисленных признаков используют метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проводят в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от числовых (количественных) показателей признака (ранжирование по вертикали), табл.1.

Наибольшая сумма рангов по совокупным признакам, полученная путем умножения числового значения ранга по горизонтали на ранг по вертикали, составляет 468 и соответствует наилучшим условиям проведения ОПЗ, от которых может быть получен наибольший эффект в конечном итоге. Минимальная сумма рангов составляет 78 и соответствует наихудшим условиям обработки.

Очевидно для иных условий в сравнении с рассматриваемыми могут быть введены другие или исключены некоторые из ранее введенных показателей. Например, при забойных давлениях выше давления насыщения может быть исключен показатель газонасыщенности; при пластовых температурах выше температуры насыщения значимость температурного показателя пласта снижается или исключается полностью и т. д. Поэтому для конкретных условий разрабатываемых месторождений должно проводиться уточнение ранговых показателей.

Ранговые показатели могут изменяться и в зависимости от выбранного метода кислотной обработки. Так, при использовании поинтервальной кислотной обработки показатель послойной неоднородности пород по проницаемости берется в пределах интервала обработки, а не по всей перфорированной толщине пласта.

Геологические службы НГДУ для расчета эффективности планируемых на ближайшее время ГТМ представляют оперативные данные по каждой скважине в объеме, представленном в табл.2.

2. Для каждого параметра определяют строку значений (ранг по вертикали) в таблице рангов данного месторождения (см. табл.1). Ранг по вертикали для каждого значения параметра умножают на ранг по горизонтали, произведения рангов всех параметров данной скважины суммируют.

3. На основании анализа фактического материала аппроксимируют кривую зависимости прироста дебита скважины от величины ее текущего дебита перед проведением геолого-технического мероприятия. Данная зависимость описывается уравнением
y=0,01•a•q_тек ^-b,
где a и b - коэффициенты, определяемые для каждого месторождения на этапе подготовки исходных данных, записываются в качестве базовых параметров.

4. Определяют величину отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ:

Сумма для знаменателя дроби определяется по накопленным в процессе пользования программой данным: на начальном этапе сумма принимается равной 280.

5. Определяют отношение расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида геолого-технического мероприятия на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих геолого-технических мероприятий по месторождению.

Данный коэффициент позволяет исключить из внимания падение среднего дебита по месторождению в процессе разработки, так как оно одинаково сказывается как на верхней, так и на нижней части дроби.

6. Прогнозируемая величина совокупного прироста дополнительной добычи нефти, т/сут, рассчитывается по формуле
Δq = q_тек•У•П•Э.
7. Расчет целесообразности проведения ГТМ определяют по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции.

Для этого рассчитывают дополнительную добычу нефти ΔQ_н и дополнительную добычу жидкости ΔQ_ж:
ΔQ_н= Δq•t и ΔQ_ж= ΔQ_н/(1-W_исх),
где Δq - прирост дебита, т/сут;
t - средняя продолжительность эффекта по данному виду ОПЗ;
W_исх - обводненность продукции скважины после ОПЗ, % (считаем, что она равна исходной).

Рассчитывают затраты на мероприятие:
З_м= З_обр+P_н•ΔQ_н+P_ж•ΔQ_ж,
где З_обр= C_б-ч•τ - затраты на обработку,
Ц - цена реализации 1 т нефти без налогов,
Р_н - условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти,
Р_ж - условно-переменные затраты на добычу 1 т жидкости,
С_б-ч - стоимость бригадо-часа ремонтной бригады,
τ - продолжительность обработки.

Прибыль за счет проведения ГТМ равна
ΔП = Ц•ΔQ_н-З_м.
Ожидаемая рентабельность обработки равна
R = ΔП•100/З_м.
Для отдельной скважины возможен расчет по различным видам ГТМ и в итоге может быть выбран наиболее эффективный, выгодный вид обработки.

Результаты расчетов представляются в табл. 3.

Примеры расчета ожидаемой эффективности ОПЗ.

Приводим расчет ожидаемой эффективности планируемых ГТМ на примере нескольких скважин.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 4.

Результаты расчета по СКВ. 779 приведены в табл. 5.

Вид ГТМ - поинтервальная солянокислотная обработка

2. П = 284 : 284 = 1
3. У = 0,01•181,37•2,6^-0,66 = 0,969
4. Э = 455:241:3,1=0,609
5.Δq = 2.6•0.609•1•0.973 = 1.54 т/сут
ΔQ_н= 1.54•(241:3) = 123,7 т
ΔQ_ж= 123,7:(1-0,96) = 3092.5 т
З_м=302•118+148•123,7+7,1•3092,5= 35636+18308+21957=75901 руб.

7. R=(-20236)•100:75901=-26,66%
Аналогичные расчеты проводятся для скв. 779 вида ОПЗ - 364 и других скважин исходной таблицы.

Результаты расчетов по всем скважинам представлены в табл. 6.

Таким образом, расчет, осуществленный вышеописанным способом, показывает, что ПСКО на скв. 779 при указанных в примере экономических и технологических условиях может оказаться не рентабельной, убыточной, в данном случае лучший эффект должна дать ПСКО с обратной эмульсией. На скважинах 893 и 897 Чутырского месторождения при проведении ПСКО и СКО с ИСО можно добиться положительного эффекта с приростом дебита нефти 1,91 и 2,57 т/сут соответственно.

Таким образом предложенный способ прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий в карбонатных коллекторах позволяет производить выбор наиболее оптимального способа проведения ГТМ и оценить его технологическую и экономическую эффективность.

Источники информации
1. РД-39-1-442-80. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах /Усачев П.М. Карташев Н.А. Казакова A.B. и др. Москва. ВНИИ. 1980, с. 103-111.

2. Кудинов В.И. Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во. 1996. С.26-34.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) при планировании операций интенсификации добычи нефти в добывающих и повышения приемистости в нагнетательных скважинах. Техническим результатом изобретения является возможность производить выбор наиболее оптимального способа проведения ГТМ и оценить его технологическую и экономическую эффективность. Эффективность прогнозируют методом ранговой классификации. При этом учитывают сумму рангов произведений совокупных признаков соответствующих горизонтальных и вертикальных рангов, последовательность убывания их значимости и количественные показатели каждого признака. Выбор метода проведения ГТМ осуществляют по прогнозируемой совокупной величине прироста дополнительной нефти. Для этого проводят аппроксимирование кривой зависимости прироста дебита скважины от величины ее текущего дебита перед проведением ГТМ, определяют величину отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ и сопоставляют их с соотношением расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида ГТМ на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих ГТМ по месторождению. Целесообразность проведения ГТМ определяют по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции. 6 табл.

Способ прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий в карбонатных коллекторах, включающий обработку накопленной информации по ранее проведенным обработкам с выделением наиболее информативных параметров, прогнозирование эффективности обработок методом ранговой классификации с учетом наибольшей суммы рангов произведений совокупных признаков соответствующих горизонтальных и вертикальных рангов, последовательности убывания степени их значимости и количественных показателей каждого признака, отличающийся тем, что выбор метода проведения геолого-технического мероприятия осуществляют по прогнозируемой совокупной величине прироста дополнительной добычи нефти, для чего проводят аппроксимирование кривой зависимости прироста дебита скважины от величины ее текущего дебита перед проведением геолого-технического мероприятия, определяют величину отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида геолого-технического мероприятия к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных геолого-технических мероприятий и сопоставляют их с отношением расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида геолого-технического мероприятия на скважине с среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих геолого-технических мероприятий по месторождению, а целесообразность проведения геолого-технического мероприятия определяют по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции.