-высокая глинистость коллектора (содержание глин – более 10 %) снижает эффективность применения физикохимических методов из-за большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов химреагентами. Применение тепловых методов в глинистых пластах приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости пласта;
-большая жёсткость пластовых вод, а особенно вод, используемых для приготовления растворов закачиваемых реагентов, резко снижает эффективность применения почти всех физико-химических методов. Особенно отрицательно на эффективность влияет большое содержание в воде солей кальция и магния вследствие образования осадков, адсорбции химреагентов и снижения вытесняющей способности растворов.
Существуют также дополнительные критерии, ограничивающие применение отдельных методов.
Закачка углекислого газа. Применение метода целесообразно при вязкости нефти не более 10-15 мПа·с, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости углекислого газа с нефтью. Также для обеспечения хорошей смесимости углекислого газа с нефтью пластовое давление должно быть более 8-9 МПа. При большой толщине пласта (более 25 м) эффективность метода также снижается изза гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением.
Полимерное заводнение. Температура пласта должна быть не более 80-90 °С, так как при большей температуре полимер разрушается.
При проницаемости пласта менее 0,2 мкм² процесс трудно реализуем, так как размеры молекул оказываются
130
больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.
В условиях повышенной солёности воды и большого содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми и их структура нарушается. Полимеры биологического происхождения в таких условиях сохраняют свою стабильность.
Щелочное заводнение. Эффективность метода зависит в основном от состава нефти.
Метод не применим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти) – менее 0,5 мг/г. В отличие от других физико-химических методов щелочные растворы могут применяться при температурах до 200 °С, а также в карбонатных коллекторах.
Все приведённые критерии применимости методов могут использоваться лишь для первичного отбора пригодных методов.
13.8. Оценка эффективности методов повышения
Одной из важных задач, решаемых при разработке каждой залежи, является объективная оценка эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи по промысловым данным. Особенно это важно на стадии опытных работ, в процессе которых решается вопрос о целесообразности промышленного применения метода для разработки всей залежи.
Эффективность методов должна определяться различными способами в зависимости от характера проявления эффекта. При этом должны использоваться только
131
представительные данные, в полной мере характеризующие испытываемую технологию.
Эффективность методов повышения нефтеотдачи должны определять специалисты, хорошо знающие особенности геолого-физической характеристики месторождения, а также понимающие механизм происходящих в пласте процессов.
Методика оценки эффективности применяемых методов зависит от того, на какой стадии разработки залежи они применяются: в начальной стадии или на поздней стадии.
13.9. Оценка эффекта с начала разработки залежи
Наиболее сложно определить технологический эффект, когда метод применяется с начала разработки месторождения. Это связано с тем, что отсутствуют данные, характеризующие эффективность базового метода, по сравнению с которым оценивается эффективность нового метода.
В этом случае оценка технологического эффекта базируется либо на расчётных показателях разработки опытного участка, либо на фактических показателях разработки другого участка, так называемого контрольного, который одновременно с опытным участком разрабатывается по базовому варианту.
Недостатком метода сопоставления показателей опытного и контрольного участков является сложность выбора контрольного участка, который идентичен опытному и по геолого-физической характеристике, и по условиям разработки.
132
Наиболее достоверным методом в этом случае является метод численного моделирования с использованием геологофильтрационной модели разрабатываемого пласта, адаптированной к фактическим данным разработки опытного участка.
13.10. Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки залежи
Для оценки технологического эффекта на поздней стадии разработки залежи используется наиболее точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам внедрения метода повышения нефтеотдачи. Этот способ называется экстраполяционным, так как он основан на экстраполяции фактических данных, характеризующих применение базового варианта, на период применения метода повышения нефтеотдачи.
Способ основан на отыскании эмпирической зависимости между показателями разработки залежи по базовому варианту в период до начала применения метода с экстраполяцией этой зависимости на будущий период.
При разработке залежи до применения метода повышения нефтеотдачи на режиме истощения используются кривые падения дебитов скважин во времени.
При разработке на режиме вытеснения нефти водой используются характеристики вытеснения. Чаще всего при этом применяются зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости или накопленной добычи воды. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной зависимости для возможности экстраполяции её на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к
133
моменту начала применения метода повышения нефтеотдачи. Этим объясняется большое разнообразие видов характеристик вытеснения, предложенных разными авторами. Существует около 70 характеристик вытеснения, отражающих всё многообразие геолого-физической характеристики залежей и состояния их разработки.
Следует отметить, что подобранные характеристики вытеснения отражают реальный процесс выработки запасов при заводнении и могут использоваться для прогнозирования показателей разработки залежи при существующей системе разработки. Для оценки степени точности подобранного уравнения следует вычислять коэффициенты корреляции. Принято считать, что при значении коэффициента корреляции больше 0,7 сходимость результатов высокая.
Определение дополнительной добычи нефти от применения метода осуществляется в следующем порядке:
-обработка промысловых данных с использованием различных зависимостей;
-выбор представительного линейного участка, предшествующего применению метода повышения нефтеотдачи, и обработка фактических данных, соответствующих линейному участку, по методу наименьших квадратов с целью определения коэффициентов уравнения;
-для выбранных характеристик вытеснения рассчитываются коэффициенты корреляции и среднеквадратичные отклонения;
-выбирается зависимость с самым высоким коэффициентом корреляции;
-подобранная базовая зависимость экстраполируется на прогнозный период для определения базовой добычи нефти за рассматриваемый период применения метода повышения нефтеотдачи;
134