ИСТИНА

С момента разработки методических указаний ОАО «ЛУКОЙЛ» «Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов» МУ-01-001-01» (далее «МУ Лукойл 2001») прошло 15 лет. В то же время после 2001 года появилось много методик по оценке технологической эффективности ГТМ, в том числе, потокоотклоняющих технологий (далее ПОТ), применяемых в различных нефтяных компаниях и отраслевых институтах. Основная задача настоящего отчета – проанализировать существующие методики оценки технологической эффективности ПОТ, выявить их положительные стороны, которые могут быть положены в основу новой создаваемой методики для ПАО «ЛУКОЙЛ». Методологические подходы к построению базового уровня добычи нефти, при которых обычно используются экстраполяционные методы. Однако в последние годы в литературе появились и другие альтернативные подходы к построению базового уровня добычи нефти, которые имеет смысл обсудить. Авторы некоторых методик расчета базового уровня добычи нефти, при оценке эффективности ГТМ (в том числе, ПОТ), наряду с характеристиками вытеснения, предлагают использовать гидродинамические, имитационные или эволюционные модели. Проанализированы показатели технологической эффективности ГТМ в частности: определение эффекта ГТМ по постоянному базовому дебиту, определение эффекта ГТМ по кривым падения, по кривым обводнения. Так же проанализируем методологические подходы «эффекта по обводненности» и его интерпретация. При определении прироста извлекаемых запасов нефти в существующих методических руководствах по оценке эффективности ГТМ нередко эффект за счет снижения обводненности отождествляется с увеличением конечной нефтеотдачи пласта, называя его «эффектом по нефтеотдаче». Это обосновывается тем, что при снижении обводненности продляется срок достижения предельной обводненности, при которой прекращается рентабельная эксплуатация скважин, и за этот период добывается большее количество нефти, в том числе из ранее не участвующих в фильтрации пропластков и зон пласта. Это обоснование не всегда правомерно, тем более, если снижение обводненности продукции сопровождается уменьшением отборов жидкости, то есть отрицательным «эф¬фек¬том по интенсификации». Такие случаи характерны, например, при ПОТ, изоляции высо¬кообводненных интервалов пласта, отключении высокообводненных скважин и др. Фактически полученная в результате проведения ГТМ дополнительная добыча нефти это основной показатель эффективности ПОТ, который оценивается рассчитываемым «эффектом ГТМ», равным сумме эффектов за счет изменения обводненности и за счет интенсификации отборов жидкости, или с учетом изменения коэффициента эксплуатации скважин – «общим эффектом». Проанализированы основные принципы расчета эффекта ГТМ в нагнетательных скважинах, а именно: расчет эффекта ГТМ, выбор реагирующих скважин, выбор окружающих скважин. При расчете эффекта ГТМ по каждой реагирующей скважине с последующим суммированием эффекта, из всей области дренирования будут выбраны только скважины с положительным эффектом. Скважины с отрицательным эффектом ГТМ будут исключены из расчета. Рассчитанная таким образом дополнительная добыча нефти за счет ГТМ в нагнетательной скважине будет значительно выше фактически полученной дополнительной добычи нефти.

Since the development of the methodological guidelines of OAO "LUKOIL" "Methods of evaluation of technological efficiency of the methods of enhanced oil recovery" MU-01-001-01" (hereinafter "MU LUKOIL 2001") was 15 years ago. At the same time, after 2001 there are many methods to assess the technological efficiency of the GTM, including water control technology (POT) used in various oil companies and industrial institutions. The main objective of this report is to analyze the existing methods of evaluation of technological efficiency of SWEAT, identify their positive aspects, which can be a basis for the new created methodology for PJSC "LUKOIL". Methodological approaches to the construction of basic level of oil production, which are commonly used extrapolation methods. However, in recent years in the literature there are other alternative approaches to the construction of basic level of oil production that is worth discussing. The authors of some methods of calculating the basic level of oil production, when evaluating the performance of GTM (including SWEAT), along with the characteristics of displacement, I propose to use a hydrodynamic simulation or evolutionary model. Indexes of technical efficiency of GTM in particular: determination of the effect of GTM continuous base flow rate, the effect of the GTM on curves fall along the curves of irrigation. Also analyze methodological approaches "effect of water content" and its interpretation. In determining the increment of recoverable oil reserves in existing methodological guides for assessing the effectiveness of GTM often effect by reducing the water content identified with the increase in final oil recovery, calling him "effect on the oil recovery". The rationale is that by reducing the water content of the extended period reaching the maximum water content at which stops cost-effective operation of wells and during this period produced more oil, including not previously involved in the filtration of layers and zones of the reservoir. The rationale is not always justified, especially if the reduction of water production is accompanied by a decrease in fluid recovery, that is, negative "effect of intensification". Such cases are characterized, for example, when you SWEAT, the isolation of highly intervals of the reservoir, disconnecting the highly watered wells, etc. Actually received as a result of the GTM additional oil production is the main indicator of the effectiveness of the SWEAT, which is estimated count "the effect of GTM", equal to the sum of effects due to changes of water content and due to the intensification of the extraction fluid, or with changes in the ratio of operating wells – "General effect". The basic principles of the calculation of the effect of GTM in injection wells, namely: calculation of the effect of GTM, the choice of the reacting wells, selection of surrounding wells. In the calculation of the effect of GTM for each of the reacting wells with subsequent summation of the effect of the total area of drainage will be selected only wells with a positive effect. Well the negative effect of GTM will be excluded from the calculation. Calculated this way, additional oil production due to well intervention in the injection well will be much higher in fact, received additional oil production.