Это всегда необходимо помнить при решении вопроса о применении метода.
Однако практически оценки и определения эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным неоднозначны и могут быть как заниженными, так и завышенными, по сравнению с достигаемой эффективностью, из-за следующих одновременно действующих причин:
недостаточность, непредставительность промысловой информации или отсутствие необходимых данных;
погрешность, искаженность информации (ошибки в размерах участков);
наложение на результаты побочных эффектов от других проводимых мероприятий (циклическое воздействие, обработка скважин, загрязнение призабойных зон, форсирование отбора и др.);
несоответствие используемого способа оценки эффекта особенностям метода;
неопытность или необъективность технологов, определяющих эффект.
Вследствие этих причин иногда возникают большие противоречия в оценке эффективности и даже возможностей методов, особенно малопотенциальных. Например, оценки эффективности заводнения с поверхностно-активными веществами типа ОП-10, проведенные различными специалистами для одних и тех же условий, отличаются в 3-4 раза (от 2-4 до 10-12 % увеличения конечной нефтеотдачи пластов). Чтобы достигнуть достоверной оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, при проведении промышленных опытов необходимо стремиться к устранению всех указанных осложняющих причин.
Для этого требуется следующее. Из каждой скважины извлекать максимум данных о свойствах пластов, жидкостей, условиях вытеснения нефти и притока нефти, т. е. обеспечивать полный вынос керна, отбирать пробы нефти, газа и воды на анализ, проводить геофизические и гидродинамические исследования, точные замеры дебитов нефти, расходов и добычи воды, газовых факторов, температуры и др.
Размеры опытных участков и размещение скважин должны быть такими, чтобы исключить ошибку в проведении границы зоны, подвергнутой воздействию рабочего агента. Измерения всех величин и параметров должны быть максимально точными.
Во время проведения нового процесса воздействия на пласты надо обеспечить чистоту призабойных зон скважин (не загрязнять), сохранять неизменными условия эксплуатации скважин не только в пределах опытных участков, но и смежных зон. Если же изменения условий разработки залежи (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, обработки призабойных зон скважин, повышение депрессий на пласт и др.) неизбежны, то требуется разделение эффектов от нового метода и от других мероприятий. Загрязнение призабойных зон может исказить реальную эффективность метода.
Эффективность разных методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых в различных геолого-физических условиях, требуется определять различными способами в зависимости от характера проявления эффекта и наиболее представительных показателей.
Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов должны определять специалисты, понимающие механизм процессов, физико-химические и гидродинамические процессы, а также геологическое строение нефтяного пласта.
Объективная экстраполяция показателей добычи нефти и других показателей разработки залежи, участка - основной и наиболее точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам опытно-промышленных работ или промышленного внедрения метода повышения нефтеотдачи пластов. Существуют различные способы графоаналитического или статистического анализа эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, основанные на отыскивании эмпирической зависимости изменения показателей разработки базового варианта в период до начала применения метода и экстраполяции ее на будущий период его применения.
1. Зависимость нефтеотдачи η от накопленного отбора жидкости, отнесенного к балансовым запасам τ : η = f (τ).
2. Зависимость накопленной добычи нефти Qн от логарифма накопленного отбора воды Qв или жидкости Qж : Qн = f (lg Qв) или Qн = f (lgQж).
3. Зависимость логарифма суммарного водонефтяного отношения w от логарифма накопленного отбора воды Qв : lg w = f (lg Qв).
4. Зависимость логарифма текущего водонефтяного отношения w от накопленной добычи нефти Qн : lgw = f (Qн).
5. Зависимость логарифма доли нефти добываемой продукции nн от логарифма накопленного отбора жидкости Qж : lg nн = f(lgQж).
6. Зависимость текущей добычи нефти nн от времени t: q=f (t).
7. Зависимости нефтеотдачи от вязкости μ0, проницаемости k, песчанистости kп, плотности сетки скважин S и относительного отбора жидкости : η = f (μ0, k, S, kп,).
Если базовым вариантом разработки являлось заводнение, то отыскиваются такие способы выражения накопленной добычи нефти, которые приближались бы к прямолинейной зависимости ее от другого промыслового показателя (характеристики вытеснения). Если базовыми являлись режимы истощения, то удобнее анализировать изменение текущих показателей - отборов нефти, или дебитов нефти на одну добывающую скважину.
: η = f (μ0, k, S, kп, 