При оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи (МПН) необходимо определить объем части залежи нефти, охваченной воздействием. Исходной базой для определения объема должен служить фактический промысловый материал.

Не всегда представляется возможным оперативно устанавливать, например, текущие балансовые запасы нефти, подверженные воздействию МПН по всему комплексу промыслового материала с составлением карт и выделением различных видов неодородностей коллектора, особенно при больших объемах внедрения. Кроме того, выделение текущих границ участков залежи, подверженных воздействию МПН, по картам изобар или фильтрационных потоков неоднозначно во времени, так как участки, а следовательно, и запасы могут уменьшаться.

В связи с этим оценивать текущие балансовые запасы нефти, подверженные воздействию МПН, нужно с учетом реакции добывающих скважин на воздействие применяемого метода. Подсчет в данном случае проводится в границах участка, прилегающего к нагнетательной (нагнетательным) скважине с момента нагнетания в нее (них) рабочих агентов - растворов химических веществ, пара, воздуха, газа, горячей воды и др.

Границы участков предлагается определять по местоположению добывающих скважин, расположенных вокруг нагнетательной (нагнетательных) по любой системе размещения (площадной, рядной или нерегулярной) согласно схеме на рисунке . Эти границы по этапам воздействия изменяются скачкообразно, причем площадь участков от этапа к этапу увеличивается. Первый этап воздействия характеризуется нагнетанием рабочего агента при отсутствии выявленной реакции на процесс в окружающих добывающих скважинах. В этом случае граница участка (участков) воздействия условно определяется ломаной линией, соединяющей точки, отстоящие от нагнетательной на половину расстояния до добывающих скважин (при площадных и очаговых системах), или прямой линией на середине расстояния между нагнетательным и первым добывающим рядом (при рядных системах, см. рисунок).

Балансовые запасы нефти на данном этапе рассчитываются в пределах выделенного i-гo участка (участков) обычным объемным методом.

где - соответственно средние толщина, пористость и нефтенасыщенность к началу применения МПН; - площадь в пределах границ на первом этапе воздействия (первая стадия вытеснения); r, b - соответственно масса дегазированной нефти и объемный коэффициент, усредненно по залежи; n - число выделенных полей в пределах опытного участка (или участков) залежи, разрабатываемой с МПН.

Если метод применяется с начала разработки, то, а если в процессе разработки, то , где h - текущая нефтеотдача в пределах опытного участка залежи, разрабатываемой с МПН.

Второй этап воздействия характеризуется наличием одной (или нескольких) добывающих скважин, реагирующих на нагнетание рабочих агентов в процессе МПН. На этом этапе граница скачкообразно переносится за линию размещения ближайших добывающих скважин на половину расстояния до следующих добывающих скважин (см. рисунок , линия 2). Балансовые запасы рассчитываются в пределах всего участка, подверженного воздействию МПН, ограниченного линией 2, но умножаются на коэффициент реагирования Kp, представляющий отношение числа реагирующих скважин к общему числу добывающих скважин на выделенном участке.

Если в пределах залежи выделено несколько i-x участков (см. рисунок , линия 2), на которых применяются МПН, то балансовые запасы определяются по формуле

где -площадь выделенного участка, подверженного воздействию МПН (см. рисунок), - коэффициент реагирования; n - число участков.

В очаговых и рядных системах возможен третий этап воздействия, когда начинают реагировать добывающие скважины вторых рядов. Тогда граница участка переносится скачкообразно за линию размещения скважин вторых рядов (см. рисунок , линия 3). При трехрядной системе граница проводится по линии размещения стягивающего ряда скважины.

Вводится коэффициент реагирования Кр - отношение числа реагирующих скважин к числу всех добывающих скважин на участке, ограниченном линией 3.

Реакцию добывающей скважины на нагнетание рабочих агентов в процессе МПН можно устанавливать по изменениям следующих параметров: пластового давления, состава добываемой воды, дебита жидкости, обводненности продукции, дебита нефти и наличия в продукции скважин индикатора, закачиваемого с нагнетаемым агентом.

Указанные изменения определяются по отношению к предыдущему периоду разработки и должны быть стабильными. Для выделения реагирующих скважин необходимо наличие не менее двух факторов с устойчивыми изменениями в течение длительного периода.

Если обнаруживаются отдельные добывающие скважины, не реагирующие на воздействие применяемого метода вследствие низкой продуктивности, то после проведения мероприятий по увеличению продуктивности их призабойной зоны они также могут быть причислены к реагирующим.

По мере увеличения числа реагирующих скважин Кр будет возрастать и в пределе достигнет единицы.

Часто МПН применяются в процессе и после разработки залежи на естественном режиме или при заводнении. В этом случае воздействием может быть охвачена только часть начальных балансовых запасов, т.е. остаточные запасы к началу применения МПН. Кроме того, необходимо учитывать возможные перетоки нефти через границу выделенного участка в результате несоответствия темпов отбора и закачки при заводнении.

При отсутствии необходимых данных для определения s_н или h_т к началу применения МПН балансовые запасы нефти, подверженные воздействию МПН на залежи, исходя из начальной нефтенасыщенности и с учетом добычи нефти в период предыдущей разработки и перетоков ее могут определяться по формуле

где - начальные запасы нефти i-гo участка, определяемые обычным объемным методом на основе принятых для залежи подсчетных параметров, т; - накопленная добыча нефти в пределах выделенных границ i-ro участка на режиме истощения, т; - соответственно накопленные добыча нефти и отбор жидкости в выделенных границах i-го участка за период заводнения (до применения МПН); - объем закачки воды при заводнении на i-м участке; - коэффициент, учитывающий перетоки нефти через выделенные границы участка; n - число участков залежи. Если >1, то, значит, некоторое количество нефти перетекло в соседние участки пласта; при <1 часть нефти пришла из соседних участков.

При оценке масштабов и объемов внедрения МПН надо определить балансовые запасы нефти, вовлекаемые в разработку (охваченные разработкой) с применением таких методов. Данные запасы могут быть установлены обычным объемным способом с использованием показателей и подсчетных коэффициентов технологических схем или проектов разработки с применением МПН для рассматриваемых объектов. При этом площадь залежи, вовлеченной в разработку с применением МПН и обслуживаемой всеми добывающими скважинами, обусловленными технологической схемой или проектом, определяется по расположению нагнетательных скважин, в которые закачивается (или закачивался агент.

Граница площади проводится за последним рядом добывающих скважин, предусмотренных технологической схемой или проектом разработки, на половине расстояния до скважин следующего ряда, а в случае трехрядной или пятирядной системы разработки - по линии стягивающих рядов добывающих скважин.

Рисунок

Схема определения текущих границ участков подсчета запасов нефти для различных систем (А, Б, В, Г) размещения скважин.

Границы: а - выделенных участков при подсчете запасов нефти, б - элементов размещения скважин; скважины е - добывающие, г - нагнетательные