Пример расчета характеристики вытеснения нефти. Защитные механизмы психики

4.3 По характеристикам вытеснения

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

Простота применения данного метода прогноза;

Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (V н,V в,V ж).

Успешность использования характеристик вытеснения при определения технологического эффекта от БГС и интенсификации притока нефти обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.

При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.

где Q н, Q н, Q ж – фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости; a, b – постоянные коэффициенты.

Для определения добычи нефти за счет применения ГС по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel).

Рассмотрим подробнее метод Максимова на примере скважины № 1

(4.3.9)

(4.3.10)

Критерий Тейла:

(4.3.11)

Таблица 4.3.1 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

ДАТА	Добыча за месяц,т.		Добыча накопленная,т.
ДАТА	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
07.08	345	9265	345	9610
08.08	268	9245	613	19123
09.08	257	8600	870	27980
10.08	249	7669	1119	35898
11.08	276	10604	1395	46778
12.08	286	10887	1681	57951
01.09	323	7956	2004	66230
02.09	281	7688	2285	74199
03.09	321	8941	2606	83461
04.09	354	8583	2960	92398
05.09	363	8837	3323	101598
06.09	319	8487	3642	110404
07.09	371	8670	4013	119445
08.09	359	8569	4372	128373
09.09	336	8963	4708	137672
10.09	264	8863	4972	146799
11.09	255	10203	5227	157257
12.09	218	10463	5445	167938

Таблица 4.3.2 Рассчитанные базовые кривые

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Максимов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
07.08	5,763	9,2281	1754,28	5859,24	-304,07	248,52	-302,29
08.08	6,430	9,8180	1887,40	4301,66	626,30	558,09	624,50
09.08	6,800	10,1774	1920,71	3803,58	1139,28	846,32	1137,13
10.08	7,042	10,4357	1918,01	3566,38	1474,17	1103,98	1472,77
11.08	7,298	10,6620	1964,75	3371,43	1831,93	1458,04	1829,34
12.08	7,506	10,8534	1992,95	3247,41	2121,00	1821,64	2117,83
01.09	7,636	11,0338	1949,64	3182,51	2298,78	2091,05	2297,69
02.09	7,746	11,1685	1931,03	3133,71	2450,78	2350,38	2450,72
03.09	7,860	11,3034	1916,19	3088,71	2608,31	2651,79	2609,15
04.09	7,959	11,4341	1888,10	3053,84	2743,94	2942,62	2746,17
05.09	8,051	11,5529	1864,83	3024,35	2870,61	3242,00	2874,02
06.09	8,132	11,6469	1855,12	3000,73	2981,96	3528,57	2985,97
07.09	8,208	11,7465	1834,03	2980,10	3086,93	3822,78	3091,99
08.09	8,278	11,8344	1818,10	2962,58	3183,19	4113,32	3189,08
09.09	8,346	11,9104	1813,24	2946,75	3277,01	4415,93	3283,27
10.09	8,408	11,9664	1824,59	2933,16	3363,76	4712,94	3369,73
11.09	8,475	12,0178	1846,44	2919,53	3457,15	5053,27	3462,42
12.09	8,539	12,0597	1874,69	2907,36	3546,63	5400,85	3550,93
Коэфф. A	-3,13684	3,230525	-31628,6	2728,19	-12583,2	-64,2134	-12654,2
Коэфф. B	0,970435	1,026355	34626	-30089419	1344,335	0,032542	1346,908
Критерий Тейла	0,017256	0,007321	0,02051	0,014113	0,044377	0,010731	0,044397

Таблица 4.3.3

Дата	Формула Камбарова			Формула Говорова-Рябинина			Формула Пост. Нефтесод.			Среднее значение
	доб. нефть,т	доп.добыча		доб. нефть,т	доп.добыча		доб. нефть,т	доп.добыча		доп.добыча
	доб. нефть,т	за месяц	накопл.	доб. нефть,т	за месяц	накопл	доб. нефть,т	за месяц	накоп.	за месяц	накоп.
07.09	2980,10	1032,9	1032,9	3675,87	337,12	337,12	3822,78	190,21	190,21	520,08	520,08
08.09	2962,58	1409,42	2442,32	3941,49	430,50	767,63	4113,32	258,67	448,89	699,53	1219,61
09.09	2946,75	1761,25	4203,57	4218,82	489,17	1256,8	4415,93	292,07	740,96	847,49	2067,11
10.09	2933,16	2038,84	6242,41	4492,58	479,41	1736,22	4712,94	259,05	1000,02	925,77	2992,88
11.09	2919,53	2307,47	8549,88	4807,2	419,79	2156,02	5053,27	173,73	1173,75	967,00	3959,88
12.09	2907,36	2537,64	11087,52	5129,26	315,73	2471,75	5400,85	44,14	1217,90	965,84	4925,72

Рис. 4.3.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.3. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)

Рис. 4.3.4. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

Данные расчетов по скв.№2, №3 приведены в таблицах 4.3.4 – 4.3.9.

Таблица 4.3.4 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№2

ДАТА	Добыча за месяц,т.		Добыча накопленная,т.
ДАТА	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
02.08	358	1436	358	1794
03.08	409	1622	767	3825
04.08	395	1463	1162	5683
05.08	433	1385	1595	7501
06.08	385	1365	1980	9251
07.08	432	1557	2412	11240
08.08	435	1598	2847	13273
09.08	635	1077	3482	14985
10.08	590	1035	4072	16610
11.08	347	1385	4419	18342
12.08	352	1465	4771	20159
01.09	501	1135	5272	21795
02.09	461	1159	5733	23415
03.09	440	1335	6173	25190
04.09	413	1315	6586	26918
05.09	487	1254	7073	28659
6.09	429	1105	7502	30193
07.09	486	1123	7988	31802
08.09	545	1163	8533	33510
09.09	645	1569	9178	35724
10.09	359	948	9537	37031
11.09	469	1257	10006	38757

Таблица 4.3.5 Рассчитанные базовые кривые

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Максимов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
02.08	5,823793	7,340	492,605	11486,28	-1343,38	163,55	-1316,65
03.08	6,652752	8,016	603,0457	8042,717	642,4696	681,47	625,45
04.08	7,086245	8,385	1052,944	7048,254	1669,607	1155,28	1641,047
05.08	7,390142	8,666	1984,165	6552,063	2371,672	1618,88	2353,024
06.08	7,619737	8,857	2142,916	6258,648	2917,92	2065,14	2890,924
07.08	7,832965	9,032	2206,735	6036,096	3427,676	2572,35	3390,481
08.08	8,014996	9,179	2195,888	5877,55	3864,764	3090,78	3816,945
09.08	8,147826	9,358	4233,019	5777,405	4123,025	3527,35	4128,144
10.08	8,260552	9,497	5690,788	5701,446	4349,369	3941,73	4392,24
11.08	8,369153	9,569	5208,462	5635,303	4624,636	4383,40	4646,674
12.08	8,472574	9,637	4723,522	5578,13	4887,47	4846,75	4888,971
01.09	8,558009	9,726	5318,796	5534,808	5074,431	5263,94	5089,13
02.09	8,636509	9,800	5655,395	5497,875	5252,535	5677,05	5273,041
03.09	8,716514	9,866	5679,849	5462,862	5443,754	6129,69	5460,478
04.09	8,789158	9,923	5635,553	5433,212	5619,412	6570,34	5630,671
05.09	8,857778	9,987	5878,317	5406,955	5776,643	7014,31	5791,435
6.09	8,914869	10,039	6068,648	5386,329	5907,799	7405,49	5925,189
07.09	8,971715	10,094	6377,691	5366,833	6034,703	7815,79	6058,369
08.09	9,028994	10,153	6772,26	5348,186	6159,97	8251,34	6192,564
09.09	9,099044	10,218	7031,456	5326,668	6320,025	8815,93	6356,68
10.09	9,138387	10,252	7102,916	5315,174	6412,208	9149,22	6448,853
11.09	9,188266	10,294	7174,932	5301,182	6529,653	9589,36	6565,711
Коэфф. A	-2,37941	2,125022	91740,72	5000,988	-20441,7	-293,927	-20535,3
Коэфф. B	1,094898	0,886903	-113997	-11634616	2627,138	0,255007	2565,153
Критерий Тейла	0,014237	0,010871	0,060408	0,016605	0,027179	0,028408	0,027169

Таблица 4.3.6

Дата	Формула Камбарова			Формула Говорова-Рябинина			Формула Абызбаева			Среднее значение
	доб. нефть,т	доп.добыча		доб. нефть,т	доп.добыча		доб. нефть,т	доп.добыча		доп.добыча
	доб. нефть,т	за месяц	накопл.	доб. нефть,т	за месяц	накопл.	доб. нефть,т	за месяц	накопл.	за месяц	накопл.
06.09	5386,32	2115,67	2115,67	7425,67	76,32	76,32	7441,8	60,19	60,19	750,73	750,73
07.09	5366,83	2621,16	4736,83	7841,32	146,67	223,001	7877,09	110,90	171,09	959,58	1710,31
08.09	5348,18	3184,81	7921,65	8274,43	258,56	481,56	8341,46	191,53	362,63	1211,6	2921,95
09.09	5326,66	3851,33	11772,98	8862,80	315,19	796,76	8946,73	231,26	593,89	1465,9	4387,88
10.09	5315,17	4221,82	15994,81	9220,47	316,53	1113,29	9305,74	231,25	825,15	1589,8	5977,75
11.09	5301,18	4704,81	20699,62	9697,14	308,85	1422,15	9781,67	224,32	1049,47	1745,9	7723,75

Рис. 4.3.5. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)

Рис. 4.3.8. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №2)

Таблица 4.3.7 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№3

ДАТА	Добыча за месяц,т.		Добыча накопленная,т.
ДАТА	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
10.08	546	496	546	1042
11.08	600	561	1146	3245
12.08	727	1322	1873	7497
01.09	625	1006	2498	13380
02.09	625	977	3123	20865
03.09	718	1106	3841	30174
04.09	653	995	4494	41131
05.09	651	1065	5145	53804
06.09	609	1004	5754	68090
07.09	679	1146	6433	84201
08.09	613	1068	7046	101993
09.09	709	1063	7755	121557
10.09	670	1125	8425	142916
11.09	666	1048	9091	165989

Таблица 4.3.8 Рассчитанные базовые кривые

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Макси-мов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
10.08	6,367073	6,173217	-145,871	7219,934	-4,74	1139,46	-0,21865
11.08	7,004604	7,096609	1902,251	4755,44	1213,02	1322,82	1310,575
12.08	7,474564	7,708453	2016,803	4094,31	2518,71	1676,722	2276,833
01.09	7,799656	8,067078	2893,663	3872,465	3086,34	2166,375	2945,236
02.09	8,049013	8,345191	3492,406	3771,047	3494,47	2789,366	3457,926
03.09	8,256051	8,602922	3871,876	3715,117	3858,18	3564,172	3883,606
04.09	8,429907	8,79847	4200,112	3681,722	4127,26	4476,144	4241,061
05.09	8,580643	8,966957	4434,762	3660,06	4372,76	5530,942	4550,981
06.09	8,712801	9,106285	4633,89	3645,31	4574,26	6719,993	4822,703
07.09	8,831991	9,24521	4775,162	3634,68	4777,11	8060,942	5067,763
08.09	8,939575	9,358569	4905,716	3626,843	4945,59	9541,804	5288,962
09.09	9,038058	9,47798	5017,643	3620,874	5097,41	11170,15	5491,447
10.09	9,128905	9,581185	5108,237	3616,224	5243,87	12947,9	5678,232
11.09	9,2129	9,67594	5193,64	3612,545	5369,26	14868,31	5850,929
Коэфф. A	2,467206	-1,67636	6341,679	3589,756	-9994,16	1052,732	-8018,52
Коэфф. B	0,561221	1,245447	-13629,1	-3782645	1609,489	0,083232	1153,895
Критерий Тейла	0,007578	0,012871	0,049668	0,005903	1,522027	0,004238	26,16246

Таблица 4.3.9

Дата	Формула Камбарова			Формула Абызбаева			Формула Пост. Нефтесод.			Среднее значение
	накопл. доб. нефть,т	доп.добыча		накопл. доб. нефть,т	доп.добыча		накопл. доб. нефть,т	доп.добыча		доп.добыча
	накопл. доб. нефть,т	за месяц	накопл.	накопл. доб. нефть,т	за месяц	накопл.	накопл. доб. нефть,т	за месяц	накопл.	за месяц	накопл.
07.09	3645,31	2108,69	2108,69	6080,25	-326,25	-326,25	6719,99	-965,99	-965,99	272,15	272,15
08.09	3634,68	2798,32	4907,01	6849,91	-416,91	-743,16	8060,94	-1627,94	-2593,93	251,16	523,31
09.09	3626,84	3419,16	8326,17	7627,96	-581,96	-1325,12	9541,80	-2495,80	-5089,74	113,80	637,10
10.09	3620,87	4134,13	12460,29	8417,41	-662,41	-1987,53	11170,15	-3415,15	-8504,89	18,85	655,96
11.09	3616,22	4808,78	17269,07	9217,92	-792,92	-2780,45	12947,90	-4522,90	-13027,79	-169,02	486,94
12.09	3612,54	5478,46	22747,52	10025,63	-934,63	-3715,08	14868,31	-5777,31	-18805,11	-411,16	75,78

Рис. 4.3.9. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.10. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)

Рис. 4.3.11. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)

Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)

5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

Накопленная добыча нефти (ΣQ н), т;

Накопленная добыча жидкости (ΣQ ж), т;

Накопленная закачка воды (ΣQ зак), м 3 ;

Действующий фонд добывающих скважин (N д дей);

Действующий фонд нагнетательных скважин (N н дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (N б):

Добывающих (N д б);

Нагнетательных (N н б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Год	НБЗ, тыс.т.	НИЗ, тыс.т.	ΣQ н, тыс.т.	ΣQ ж, тыс.т	ΣQ зак, тыс. м 3
2009	138322	69990	54830	200323	236577	307	196	3	1

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Д пер =365×К (5.1)

Д пер = 365×0,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q н нов =8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

(5.1)

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

7. Годовая добыча нефти всего

(5.3)

8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

(5.5)

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

(5.6)

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

(5.7)

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

(5.8)

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

(5.9)

16. Накопленная добыча нефти:

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

(5.11)

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

(5.12)

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

(5.13)

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

(5.14)

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

(5.15),

22. Годовая добыча жидкости:

23. Добыча жидкости с начала разработки:

24. Годовая закачка воды:

(5.18)

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Годы	Добыча, млн. т		Накопленная добыча, млн. т		В, %	Закачка воды, млн. м 3		Средний дебит по нефти, т/сут	КИН	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
Годы	нефти	жидкости	нефти	жидкости	В, %	год	S	Средний дебит по нефти, т/сут	КИН	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
2010	0,462	10,286	55,292	311,764	0,96	13,840	250,417	4,22	39,97	1,23	1,46
2011	0,472	10,936	55,764	323,206	0,96	13,843	264,261	4,27	40,32	1,18	1,41
2012	0,463	11,153	56,228	334,647	0,96	13,841	278,102	4,15	40,65	1,11	1,36
2013	0,481	12,047	56,709	346,089	0,96	13,845	291,947	4,26	41	1,06	1,30
2014	0,465	12,148	57,174	357,530	0,96	13,841	305,789	4,09	41,33	1,00	1,25
2015	0,494	13,498	57,668	368,972	0,96	13,848	319,637	4,3	41,69	0,94	1,20
2016	0,508	14,572	58,176	380,413	0,97	13,851	333,489	4,38	42,06	0,90	1,15
2017	0,514	15,497	58,690	391,855	0,97	13,853	347,342	4,39	42,43	0,84	1,09
2018	0,506	16,087	59,196	403,297	0,97	13,851	361,193	4,29	42,8	0,79	1,04
2019	0,509	17,056	59,705	414,738	0,97	13,851	375,045	4,27	43,16	0,73	0,97
2020	0,505	17,927	60,210	426,180	0,97	13,851	388,897	4,2	43,53	0,68	0,91
2021	0,513	19,329	60,723	437,621	0,97	13,853	402,750	4,23	43,9	0,63	0,85
2022	0,513	20,578	61,236	449,063	0,98	13,853	416,603	4,2	44,27	0,58	0,79
2023	0,497	21,243	61,733	460,504	0,98	13,849	430,452	4,03	44,63	0,54	0,74
2024	0,507	23,222	62,240	471,946	0,98	13,851	444,303	4,07	45	0,50	0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.

Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

Приведенные анализы эффективности микробиологического воздействия показали очень низкую эффективность данного метода.

В качестве применения технологии увеличения нефтеотмывающей способности вытесняющего агента в скважинах, разрабатываемых низкопроницаемые коллектора при первичном заводнении рассматривается закачка водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ АФ 9 -12).

Разработку заводнённых пластов более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ (АФ 9 -6).

При закачке закачка водных дисперсий маслорастворимых НПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.

В качестве наиболее характерного примера применения технологий ограничения подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности рассматривается технология с использованием композиционных систем на основе капсулированных полимерных систем (КПС) и закачка дисперсно-коллоидного материала (ДКМ).

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.

2. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

4. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2005.

6. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.

7. Расторгуева Л.Г., Захарова Е.Ф. Методическое пособие по разработке дипломного проекта в соответствии с требованиями стандартов к оформлению текстовой и графической части.. Альметьевск 2007.

8. Липаев А.А., Мусин М.М., Янгуразова З.А., Тухватуллина Г.З. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных меторождений: Учебное пособие. – Альметьевск, 2009 – 108 с.

Информация о работе «Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"»

Приводится сравнение расчета эффективности применения соляно-кислотной обработки по характеристикам вытеснения и по фактическим данным на скважинах Ташлы-Кульского месторождения. Рассматриваются следующие характеристики вытеснения: Сазонова, Максимова, Давыдова, Пирвердяна, Камбарова, Назарова. По уравнениям зависимостей строятся графики и выводятся уравнения регрессии. Подстановкой значений текущей добычи жидкости в полученные уравнения получаем возможную добычу нефти без применения обработки. Вычитая вычисленные данные из фактических, получаем дополнительную добычу нефти в результате применения соляно-кислотной обработки. Сравнивая результаты расчета эффективности применения воздействия, проведенные по фактическим данным и по характеристикам вытеснения, находим значительные отличия. Делаем вывод, что результаты, рассчитанные по характеристикам вытеснения, являются более объективными, так как учитывают реальную обводненность и условия эксплуатации, соответствующие данному количеству дебита жидкости.

соляно-кислотная обработка (СКО)

характеристики вытеснения

текущий дебит

дополнительная добыча

призабойная зона пласта (ПЗП)

скважина

1. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. – М.: ВНИИОЭНГ, 2000. – 252 с.

2. Кульбак С. Теория информативности и статистики. – М.: Наука, 1967. – 408 с.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 229 с.

4. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.Ж., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем в нефтегазодобыче. – Уфа: Гилем, 1999. – 464 с.

5. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. – 424 с.

6. Фаттахов И.Г. Интеграция дифференциальных задач интенсификации добычи нефти с прикладным программированием // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2012. – № 5. – С. 115–119.

7. Фаттахов И.Г., Кулешова Л.С., Мусин А.А. Метод обработки результатов экспериментальных исследований на примере полимер кислотного воздействия на ПЗП эксплуатационных скважин с применением специального программного обеспечения // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2009. – № 3. – С. 26–28.

8. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов // Анализ и проектирование. – Самара, 2000. – 336 с.

9. Фаттахов И.Г. и др. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012611957. «Изыскание». 2012.

Проблема создания надежной и достаточно достоверной методики прогноза показателей разработки является актуальной и наиболее важной, несмотря на долгую и кропотливую работу многих ученых-нефтяников и практически всех отраслевых и специализированных институтов нефтяной промышленности.

На данный момент существует два принципиально отличных друг от друга подхода, с помощью которых можно прогнозировать технологические показатели разработки нефтяных месторождений.

Первый основан на характеристике вытеснения нефти водой. При этом используются показатели истории разработки залежи нефти.

Второй подход осуществляется с помощью гидродинамических математических моделей процесса вытеснения нефти водой из неоднородного пласта.

Характеристики вытеснения позволяют к тому же наблюдать за результатами геолого-технических мероприятий, производимых с целью увеличения нефтеизвлечения.

Произведем расчет эффективности применения соляно-кислотной обработки (СКО) в условиях карбонатных коллекторов Ташлы-Кульского месторождения по фактическим данным и по характеристикам вытеснения.

В табл. 1 представлены показатели работы скважин № 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 до проведения СКО.

По данным отчета НГДУ «Туймазанефть» за декабрь 2012 года о выполнении геолого-технических мероприятий видно, что после проведения СКО на рассматриваемых скважинах произошел существенный рост дебита нефти (табл. 2).

Рассчитаем фактический прирост добычи нефти по скважинам (табл. 3):

∆Qн = Qн (после) - Qн (до).

Таблица 1

Показатели разработки до проведения воздействия

Номер скважины

Таблица 2

Показатели разработки после проведения воздействия

Произведем расчет технологической эффективности применения соляно-кислотной обработки (СКО) на скважинах по характеристикам вытеснения. В данной работе рассмотрим возможность применения следующих характеристик вытеснения:

1. Сазонова Qн = А + В∙lnQж.

2. Максимова Qн = А + В∙lnQв.

3. Давыдова Qн = А + В∙(Qв/Qж).

4. Пирвердяна

5. Камбарова Qн = А + В/Qж.

6. Назарова Qж/Qн = А + В∙Qв,

где Qн - текущая добыча нефти в скважине; Qв - текущая добыча воды в скважине; Qж - текущая добыча жидкости в скважине; А, В - коэффициенты модели, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов.

Для этого построим графики зависимости Qн (lnQж) (рис. 1), Qн (lnQв) (рис. 2), Qн (Qв/Qж) (рис. 3), Qн (рис. 4), Qн (рис. 5), Qж/Qн (Qв) (рис. 6).

Подставляя фактические значения текущей добычи жидкости после СКО, определяются три значения возможной текущей добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не было осуществлено воздействие на пласт. Вычитая эти расчетные значения текущей добычи из фактической добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти в результате СКО (табл. 4).

Рис. 1. Характеристика вытеснения по методу Сазонова

Рис. 2. Характеристика вытеснения по методу Максимова

Рис. 3. Характеристика вытеснения по методу Давыдова

Рис. 4. Характеристика вытеснения по методу Пирвердяна

Рис. 5. Характеристика вытеснения по методу Камбарова

Рис. 6. Характеристика вытеснения по методу Назарова

Таблица 4

Результаты применения СКО по характеристикам вытеснения

Номер скважины

Qн факт, т/сут

По Сазонову

По Максимову

По Давыдову

По Пирвердяну

По Камбарову

По Назарову

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Мы видим, что результат расчета эффективности применения воздействия, проведенный по фактическим данным, отличается от результата, рассчитанного по характеристикам вытеснения. Последний является более объективным, так как учитывает реальную обводненность и условия эксплуатации, соответствующие данному количеству дебита жидкости.

Таким образом, характеристики вытеснения нефти водой являются одним из инструментов расчета эффективности выработки запасов. К тому же характеристики применимы и являются надежными и для анализа и прогноза процесса добычи нефти как на определенный этап разработки, так и на перспективу, так как основываются на фактических показателях разработки залежей и учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности эскплуатации скважин, систему и плотность их размещения.

Рецензенты:

Хузина Л.Б., д.т.н., доцент, профессор, зав. кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт», г. Альметьевск;

Ягубов Э.З., д.т.н., профессор, проректор по учебной работе, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта.

Работа поступила в редакцию 19.12.2014.

Библиографическая ссылка

Фаттахов И.Г., Новоселова Д.В. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 12-6. – С. 1186-1190;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (дата обращения: 05.01.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

Последнее сообщение

Kot_86 35 6

Дек 13

Здравствуйте.
Я студент. Для общего развития и для подготовки к курсовому проекту хочу спрогнозировать показатели месторождения на 5 лет. Вычисления произвожу в Excel.
Насколько я понял, это (прогноз показателей месторождения на краткосрочный период) возможно осуществить с помощью характеристик вытеснения.
Хочу чтобы Вы подсказали мне, в правильном ли направлении я мыслю.
В чем суть вопроса:
Есть данные по месторождению (данные реальны; показатели с самого начала разработки (с 1976 года); данные даны за каждый месяц вплоть до октября 2013 года), а именно: добыча нефти, добыча воды, обводненность, накопленная добыча нефти, накопленная добыча воды.
Возьмем одну характеристику вытеснения (при расчетах, само собой, буду брать несколько), например, И.И.Абызбаева ln(Qн(t))=a+b*ln(Qж(t)). Подставляем наши данные (в данном случае накопленную добычу нефти и накопленную добычу воды) для расчета логарифмов. Строим график зависимости ln(Qн(t)) от ln(Qж(t). Добавляем на график линию тренда (линейную) и уравнение для линии тренда. Получаем уравнение вида y=0,006*x+1,985 (к примеру). Т.е. коэффициенты a и b мы получили.
1) Что необходимо для получения прогноза?
Насколько я понял, необходимо с самого начала сделать прогноз для Qж: построить график Qж от t, добавить ту же самую линию тренда, получить уравнение вида Qж=a+b*t. Подставляя необходимые t - получаем прогнозное значение для Qж.
Затем уже, когда есть прогноз для накопленной добычи жидкости и есть уравнение ln(Qn(t))=a+b*ln(Qж(t)) легко получаем прогноз для накопленной добычи нефти.
Это будет правильным решением?
2) Насчет линий тренда. Правильнее будет строить линию тренда с самого начала разработки или же с некоторого момента времени t, где эта для этой самой линии тренда точность аппроксимации будет близка к 1 (в том же Excel, построив график, можно построить линию тренда, отобразить уравнение этой линии и тут же отобразить коэффициент аппроксимации R^2)?

Каких-либо примеров/методических пособий для моей работы в интернете я не нашел. Просто хочу понять правильно ли я делаю.
P.S. Понимаю, что на данном форуме решают куда уж более сложные задачи, но тем не менее прошу помочь в данном вопросе. Буду премного благодарен за любое разъяснение/критику и т.д.

участников

RomanK. 2161 11

Для студенческой работы рекомендую задать режим постоянного Qж на прогноз. Логарифм от накопленной я рекомендую не использовать, учитывая долгую историю разработки в накопленной добыче настоящего времени будет сложно проследить динамику добычи нефти. А здесь еще и логарифм дополнительно смажет. Посмотри и выбери любую дифференциальную характеристику вытеснения, например обводненность от накопленной добычи нефти (низкая вязкость нефти до 2 сП), логарифм от обводненности от накопленной добычи нефти при средней вязкости и обводненность от логарифма накопленной добычи нефти для высокой вязкости или логарифм водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти. Дифференциальные характеристики требуют итеративного расчета, т.к. дебит нефти зависит от обводненности, а обводненность от накопленной добычи нефти. Но эксель легко справляется с итеративными вычислениями. Далее продолжай расчет до достижения 98% обводненности. Считай экономику и на защиту.

Antalik 1514 13 Kot_86 35 6

Спасибо Вам всем огромное. Не думал что так оперативно ответят мне.
Сегодня уже нет возможности сесть за рассчеты. Завтра обязательно попробую.
Если опять возникнут вопросы - вернусь к Вам.
Еще раз спасибо

Kot_86 35 6

Снова здравствуйте.
Возникли вопросы по поводу Petroleum Office. Так как никогда не имел возможности поработать в даной программе, при открытии файла, прикрепленного выше, сразу же возник вопрос по поводу обозначений.
Q liquad - суточная добыча жидкости
Q oil - суточная добыча нефти
WCT обводненность
Q prod - добыча нефти за год
Cum Q - накопленная добыча нефти
RF -отбор извлекаемых запасов
STOIP -начальные извлекаемые запасы
Я все правильно понял?
Далее...Не могли бы Вы объяснить мне данные графики (их суть). Просто пока что я не совсем понимаю для чего они.

AlNikS 872 11

Еще один момент, при использовании характеристик вытеснения логично брать не весь период разработки с бородатого года, а некоторый период, предшествующий прогнозному с относительно стабильной системой разработки (нет переформирования системы заводнения, нет активного доразбуривания).

Kot_86 35 6

Т.е. я правильно делал, когда строил линию тренда для прогноза показателя с некоторого момента временит t и получал точность аппроксимации близкую к 1.
С этим вроде бы более менее стало понятно.
Теперь хочу разобраться в Petroleum Office и сделать прогноз как по диф.характеристике вытеснения, так и с помощью того метода, который дал мне Antalik

Antalik 1514 13

Kot_86 - все верно по обозначениям.

RomanK пишет:

Дифференциальные характеристики требуют итеративного расчета, т.к. дебит нефти зависит от обводненности, а обводненность от накопленной добычи нефти. Но эксель легко справляется с итеративными вычислениями.

Вот это и сделалано. Графики это просто зависимости одного показателя от другого, заданные как таблица значений которые используются для интерполяции. Я их просто вбил "по памяти".

Наложите свои исторические данные WCT vs RF на этот график - и свой тренд проведите.

С Qж от WCT мне кажется я намудрил, можно наверное в первом приближении оставить постоянным.

Kot_86 35 6

Спасибо Вам большое. Вроде бы все понял.

Aleksander 231 7

еще нужно помнить что для нормального расчета прогнозный период не должен превышать половину периода истории разработки, который вы взяли за основу для прогнозирования. тоесть если вы берете последние 10 лет истории то прогноз делайте на 5 лет.

Гоша 1183 13

alex_stan пишет:
еще нужно помнить что для нормального расчета прогнозный период не должен превышать половину периода истории разработки, который вы взяли за основу для прогнозирования. тоесть если вы берете последние 10 лет истории то прогноз делайте на 5 лет.

Иногда и половина - может быть многовато. Но это уже субъективный выбор по ситуации.
Если прогноз будет интервальным, то во времени интервал "от до" будет расширяться, тогда, для принятия решения, нужно задаться максимально допустимым отклонением в % от базового прогноза => получаем предел прогнозирования во времени.

Ну и при отсутствии других более резонных доводов сделать что-то вроде "blind test": выбирая из нескольких характеристик, как посоветовали выше, для подгонки тренда взять "относительно стабильный" участок, начиная с момента t1, и заканчивая моментом t2, а потом сделать тестовый прогноз от t3 до t4, и взять ту характеристику, которая лучше сойдется с тестовым периодом истории.

Kot_86 35 6

Здравствуйте. Только сегодня дошли руки до компьютера. Решил снова сесть за расчеты и...опять завис.
Снова возникло несколько вопросов:
1) Было предложено задать режим постоянного Qж на прогноз. Т.е. постоянная добыча жидкости в год, я правильно понял? Использовать это для всех характеристик вытеснения?
2) Дифференциальные характеристики вытеснения. Нигде не смог найти какой-нибудь перечень диф.характеристик. Не могли бы Вы помочь?
P.S. По поводу Petroleum Office: скачал, установил. При попытке что-либо поменять/посчитать Excel вылетел. На этом, пока что, мое знакомство с этим дополнением закончилось:)

Aleksander 231 7

Kot_86 пишет:
Здравствуйте. Только сегодня дошли руки до компьютера. Решил снова сесть за расчеты и...опять завис. Снова возникло несколько вопросов: 1) Было предложено задать режим постоянного Qж на прогноз. Т.е. постоянная добыча жидкости в год, я правильно понял? Использовать это для всех характеристик вытеснения? 2) Дифференциальные характеристики вытеснения. Нигде не смог найти какой-нибудь перечень диф.характеристик. Не могли бы Вы помочь? P.S. По поводу Petroleum Office: скачал, установил. При попытке что-либо поменять/посчитать Excel вылетел. На этом, пока что, мое знакомство с этим дополнением закончилось:)

1) да
2) на самом деле любая характеристика вытеснения в явном или неявном виде может быть представлена в интегральной или дифференциальной форме. А на практике при создании моделей для расчетов большее предпочтение отдается интегральным кривым, поскольку они менее подвержены влиянию изменений системы разработки.
Kot_86 35 6

И снова вопросы (я еще только учусь, многого не понимаю(но стараюсь исправиться), поэтому сразу же прошу прощения за, может быть, глупые вопросы):
1) Допустим Qж за год взял постоянной. Но есть характеристики вытеснения, где используются либо сразу 3 параметра (А.В.Давыдов), либо не фигурирует Qж совсем (М.И.Максимов). В обоих случаях прогноз по накопленной добыче жидкости я могу сделать (т.к. Qж за год - константа), но не могу спрогнозировать Qв и Qн. Qн зависит от Qж и Qв, а Qв от обводненности. Как быть?
2) Используя несколько характеристик получил разные показатели. В конечном итоге взять среднее по ним?

Aleksander 231 7

1) если кратко теорию то смотри по существующей классификации характеристики вытеснения разделяются на кривые обводнения и падения. Многочисленные кривые обводнения это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин (участка) в зависимости от накопленной добычи жидкости. Эти методы не могут быть использованы в период добычи безводной нефти.
Кривые падения добычи характеризуют зависимости текущего отбора нефти от фактора времени, а также зависимости между текущими и накопленными отборами нефти. Эти характеристики также предназначены для оценки эффективности технологии повышения нефтеотдачи пластов и технологии интенсификации добычи нефти за определенный период падения добычи во времени. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени.
Широко известные методы характеристик вытеснения подразделяются на двух и трех параметрические. Название метода соответствует числу неизвестных параметров, требуемых для его реализации. Для реализации двухпараметрических методов достаточной является либо интегральная, либо дифференциальная форма. Для реализации трехпараметрических методов необходимо построение и интегральных и дифференциальных характеристик.
по-моему все понятно.
2) бери ту по которой коеф. кореляции ближе к 1,000.

Kot_86 35 6

Вроде бы ситуация снова разъяснилась.
Спасибо Вам огромное!
Завтра снова приступлю к работе.

Kot_86 35 6

Еще один небольшой вопрос: где можно посмотреть все известные характеристики вытеснения? Как интегральные, так и дифференциальные.
P.S. При расчетах использовал методическое пособие Жданова. Там много характеристик, но нигде не даны обозначения используемые в формулах.
P.S.S. Искал и на этом форуме. Нашел только ссылку на РД в котором их около 14.

Kot_86 35 6

И еще: посчитал по 7 характеристикам.
Но хочу взять еще несколько, допустим, Назаров-Сипачев Qж/Qн=a+ b*Qв. Прогноз по Qж есть. Коэффицинты a и b тоже есть. Как теперь связать это и посчитать Qн и Qв не пойму...
Тоже самое с характеристиками вытеснения Французского нефтяного института (Qв/Qн=a+b*Qн где прогноз Qж, получается, не дает ничего), Говорова-Рябинина и т.д.
И еще вопрос: почему собственно можно для расчетов задавать постоянный Qж на прогноз? Т.е. это просто можно теоретически предположить? Какого-нибудь обоснования этому нет?

Aleksander 231 7

почему же, есть. В случае механизированой добычи нефти например с помощью ЕЦН. У каждого ЕЦН есть своя характеристика - номинальный дебит или производительность (м3/сут). отсюда и Qж=const

Kot_86 35 6

Про это и забыл вовсе. Спасибо!
Осталось с характеристиками разобраться.

Milanisto 61 8

Помню в студенчестве тоже курсач считал по хар. выт, правда в MathCad. Там вот в чем загвоздка была: прогноз выходил очень не точный, за счет не последовательных показателей разработки. Оказалось, что в то время по старой геологической модели это был единый объект, а сейчас по данным бурения модель уточнили и разбили на 3 (!) блока. Так-то бывает.

FullChaos 875 12

Ещё небольшой совет: откатитесь во времени на несколько лет и на конец того периода считайте характеристики. Тем самым, с учетом последующей истории Вы сможете проверить корректность ваших вычислений.

Мамонт 251 11

Если есть хорошая история разработки, то я бы посоветовал использовать зависимость между водонефтяным фактором и накопленной добычей нефти. Открываете Excel, и
1. Составляете таблицу с колонками добычи нефти и воды за периоды (желательно по месяцам).
2. По значениям добычи нефти и воды по месяцам строится график, вертикальная ось которого, имеет логарифмический масштаб. На вертикальную ось откладываются значения водонефтяного фактора, добычи нефти и жидкости за период, а на горизонтальной оси значения накопленной добычи нефти.
3. На графике кривой водонефтяного фактора определяется стабильный, прямолинейный участок по которому определяется зависимость водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти (Excel сам находит формулу):
WOR =a*EXP(b* Npt)
Где:
WOR– водонефтяной фактор;
а,b - коэффициенты логарифмической зависимости;
Npt– накопленная добыча нефти на момент определения водонефтяного фактора.
4. По зависимости между водонефтяным фактором и накопленной добычей нефти определяется прогнозная добыча нефти. При достижении водонефтяного фактора значения 50, что соответствует 98% обводнения, накопленная добыча будет соответствовать извлекаемым запасам. Эти запасы должны быть близки к утвержденным извлекаемым запасам. Если они сильно расходятся с утвержденными извлекаемыми запасами, то надо пересчитывать запасы или пересматривать систему разработки.
5. Далее необходимо найти логарифмическую зависимость между значением водонефтяного фактора и значением извлекаемых запасов по прямой линии. Координаты начальной точкой этой линии будут соответствовать последним фактическим значениям водонефтяного фактора и накопленной добычи, а координаты конечной точки будут соответствовать значениям водонефтяного фактора 50 и конечным извлекаемым запасам нефти (утвержденным или оценочным).
6. По этой зависимости определяются коэффициенты логарифмической зависимости водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти а и b и рассчитываются прогнозные значения водонефтяного фактора:
WOR =a*EXP(b* Npt).
7. Зная прогнозные значения водонефтяного фактора, рассчитывается базовая добыча нефти и воды прогнозного периода.
8. При изменении добычи жидкости (увеличение за счет мероприятий, уменьшение за счет остановки обводненных скважин), прогнозная добыча нефти будет определяться по прогнозному значению ВНФ.
Взял из журнала «Вестник ЦКР» № 3 2013 год.

RomanK. 2161 11

М = 1.0 (легкая нефть)

М = 10.0 (средние вязкости)

M = 100 (высокая вязкость нефти)

И вот случай моего месторождения, в котором после 90% обводнения происходит "резкое снижение запасов нефти" или как там пишут анализаторы. В этом случае хорошая, надежная линия от 20% до 80% обводненности, далее не имеет смысла продлять.

mishgan 130 12

RomanK. пишет:
Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти.
С радостью представляю теоретические линии для разных соотношений подвижности. Я бы не рекомендовал для маловязких нефтей использовать эту характеристику вытеснения. Также не рекомендую использовать для определения запасов при 100% обводнения.

Ты имеешь ввиду, что по LN(ВНФ) от Qнефти не стоит определять запасы при 100% обводненности?)) так по ней запасы при 100% обводненности радостно уходят в бесконечность. Народ отсекает по 50 (типа 98% обводненности), но то, что она будет прямой именно до 98% обводненности это как раз и нифига не очевидно... Но народ упорно завышает запасы)) В абсолюте как бы не очень намного, но если сравнивать остаточные извлекаемые запасы для обводненности процентов в 70-80, то ошибка в остаточных извлекаемых может и в 2 раза быть...

RomanK. 2161 11

Привет, товарищ! Под отсечкой 50, ты видимо имеешь в виду LN(49)=3.892, на графиках моих это оранжевая, пунктирная линия. Под 100% я действительно пролетел, там 99.99%. Вероятную ошибку видно на последнем графике.
Если продлять с обводненности 80% до оранжевой черты - это примерно 14 тыс.тонн, хотя действительно будет чуть меньше 12 тыс.тонн. Чаще ведь по характеру кривой судят об "изменениях в разработке или проведенных мероприятиях".

Я хочу отметить задирание "хвоста" вверх (фиктивное сокращение запасов) для легких нефтей

Мамонт 251 11

Интересные графики.

mishgan 130 12

Мамонт пишет:

Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении?
...
Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.

я тоже поначалу не заметил, что это не log шкала, а реально взятый логарифм от ВНФ)

RomanK. 2161 11

Мамонт пишет:
Интересные графики.
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении? Логика (я бы сказал, искусство) в другом – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики. Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100). Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается запасов при 100% обводнения. Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция, которых соответствуют базовому значению ВНФ.
Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора.

mishgan 130 12

Рома, я чуток про другое говорил. Прогнозирование по прямой Ln(ВНФ) =a + b*Qн не очень физично, потому как при 100% обводненности Ln(ВНФ) устремляется в бесконечность, что приводит к неопределенности в извлекаемых запасах в принципе. Вводятся искуственные ограничения по Ln(ВНФ), типа Ln(49), но, как правило, это все приводит к завышению запасов, что ты и показываешь (14 по прогнозу против 12 по "факту"). А если мы и пользуемся такими характеристиками, то, как правило, находимся на этапе с приличной обводненностью. Например, находясь в точке с обводненностью 75% (Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) и имея остаточные извлекаемые запасы запасы (12-9=3 т.т), прогноз по линейной зависимости покажет остаточные запасы 14-9=5 т.т. Нефиговая такая ошибка...

DimA1234 253 12

Пользую логарифм ВНФ от накопленной нефти, и накопленная нефть от накопленной жидкости.

Если Vн от Vж можно описать логарифмом (получается Сазонов), то считаю НИЗ по формуле. Если нельзя - считаю руками в экселе.

RomanK. 2161 11

mishgan пишет:
Рома, я чуток про другое говорил. Прогнозирование по прямой Ln(ВНФ) =a + b*Qн не очень физично, потому как при 100% обводненности Ln(ВНФ) устремляется в бесконечность, что приводит к неопределенности в извлекаемых запасах в принципе. Вводятся искуственные ограничения по Ln(ВНФ), типа Ln(49), но, как правило, это все приводит к завышению запасов, что ты и показываешь (14 по прогнозу против 12 по "факту"). А если мы и пользуемся такими характеристиками, то, как правило, находимся на этапе с приличной обводненностью. Например, находясь в точке с обводненностью 75% (Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) и имея остаточные извлекаемые запасы запасы (12-9=3 т.т), прогноз по линейной зависимости покажет остаточные запасы 14-9=5 т.т. Нефиговая такая ошибка...

Я понял. Действительно, если оценивать "остаточные запасы" при высокой обводненности, этот проклятый хвост может неконтролируемо (кратно, почему бы и нет?) увеличить запасы. Хорошее замечание.

mishgan 130 12

Мамонт пишет:

В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов).

Мамонт 251 11

RomanK. пишет:
Мамонт пишет:
Интересные графики.
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении? Логика (я бы сказал, искусство) в другом – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики. Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100). Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается запасов при 100% обводнения. Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция, которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов). Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора.

Я вас немного разочарую, запасы во всех графиках одинаковые = 12 тыс.тонн, не все варианты я дотянул до 99% обводненности, но могу и сделать (я иллюстрировал несколько другое, и для илююстрации это полная картина). Так что как не продляй, больше 12 тыс.тонн физически добыть невозможно. Просто как день - нет нефти. Поэтому что-то продлять и изобретать запасов-которых-нет не стоит. Мишген верно говорит, все эти графики будут асимптотически приблежаться к цифре 12, но никогда не пересекать её.

Почему LN(ВНФ) не линия? А почему она должна быть линией? Я показал синтетические кривые, из которых ясно видно какие интервалы можно принимать линейными, а какие нет.

Про базовые значения ВНФ вы уже пробовали описать - действительно понять очень сложно что вы имеете в виду.

А ваше предложение по прогнозированию показателей разработки и вопрос как это делать.
Ну как бы за окном 2014 год, всё уже придумано до нас. Собственно мои иллюстрации и есть отголоски уже реализованого, опробванного и успешно забытого аналитического прогнозирования.

Мы говорим о разных овощах. Спасибо Мишген. Ваша фраза «Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти. Вы получите что-то ужасное или достаточно прямую линию (в зависимости от качества поступающей информации). Найдите стабильный участок на этой линии и формулу этой линии. Впрочем, все это я писал выше.Как вставить график?
RomanK. 2161 11

Мишген, сразу видно опытного человека. Совершенно согласен с тобой.
Приведенные мной иллюстрации показывают характеристику вытеснения для одного, замкнутого элемента (участка разработки). В реальности итоговая характеристика вытеснения это сумма характеристик вытеснения, если например разложить итоговую ХВ, на составные части можно увидеть компоненты.
Например, я анализировал бурение по годам и итоговая характеристика вытеснения в логмасштабе была линейная, что приводила к итогу будто бурение не увеличило извлекаемые запасы. Далее, разделив бурение по годам, т.е. проведя декомпозицию отчетливо видно, что линия в логарифме это следствие ввода новых запасов. В год завершения бурения линия перестала существовать, что трактуется как "всё пропало".
Хотя это не так.

Мамонт 251 11

mishgan пишет:
Мамонт пишет:

В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов).

Вы упорно утверждаете, что там должна быть линия... Причем, как минимум до Ln(49). Ну а дальше спрогнозировать дело техники...
Занимаясь прогнозированием добычи я тоже видел много месторождений с линейным поведением Ln(ВНФ) от Qн. И это нисколько не противоречит тому, что реальная характеристика загибается кверху. Это очень легко объяснить. Упрощенно, общая добыча складывается из добычи по "базовым скважинам" (без ГТМ), суммарная характеристика которых ведет себя как описал Роман + добыча от ГТМ (в основном имеется ввиду ГТМ с приростом запасов), которая постоянно не дает этой характеристики загнуться вверх, т.е поддерживает ее "прямолинейность".
Отсюда и кажется, что месторождение и дальше будет следовать этой прямой линии. Но это ошибочно в связи с тем, что в определенный момент кончатся ГТМ с приростом запасов и характеристика таки загнется кверху. Поэтому и прогноз нужно вести отдельно для добычи от базы + и отдельно для добычи от ГТМ. А просто накладывать прямую на характеристику вытеснения это сродни лотерее

ГТМ тут не причём. Зная базовый ВНФ легко можно определить добычу нефти при том или ином объеме жидкости. ГТМ – это дополнительный объем жидкости (и не факт, что потраченные деньги на ГТМ пошли в пользу). RomanK. 2161 11

Мамонт пишет:
«Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти.

Подскажите в каком году и какой ВУЗ вы заканчивали?

Мамонт 251 11

Ну, на этом, пожалуй, и прервемся. Уж очень красивые графики, не поспоришь. У меня такие не получаются, даже при достижении обводненности в 95%. Согласимся с таким спецом, что при достижении обводнения 70% месторождение закрываем.

RomanK. 2161 11

Почему вы к себе на Вы и почему месторождение закрываем?
Такого никто не говорил, это ваша фантазия.

DimA1234 253 12

Я понял Мамонта вот так (картинка).

На мой взгляд, толково - использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Блин, как картинки вставлять?

RomanK. 2161 11

DimA1234 пишет:
На мой взгляд, толково - использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Собственно, так оно уже как столетие и используется:)
И есть ещё одно замечание, использование характеристик вытеснения предполагает 100% компенсацию. Это многие успешно забыли. Например, можно перестать нагнетать воду и начать снижать обводненность - это вызовет фиктивный рост запасов, тогда как нефть будет отбираться за счет упругого запаса. В этом кроется секрет эффективности циклического заводнения, когда при всей эффективности, длительные тренды могут показывать ноль-эффект.

Вы шутите или серьезно? построение ВНФ в Log масштабе или или построение в линейном масштабе величины Ln(ВНФ) это одно и то же, кому как удобней...

Мамонт пишет:

ГТМ – это дополнительный объем жидкости (и не факт, что потраченные деньги на ГТМ пошли в пользу)

уважая ваш возраст и опыт, позволю себе прокомментировать, что ГТМ в современном мире нефтянки это не только мероприятия по интенсификации, которые вы описываете. То, о чем повествовалось выше, относилось к тем ГТМ, которые приращивают запасы. Т.е в основном бурение и ЗБС. Они как раз и спрямляют характеристику. Как только мы перестанем приращивать запасы (вводить скважины с более низкой обводненностью) о линейности придется забыть. Я не знаю как еще более понятней донести эту простую мысль.
А вот, что вы говорите.
У нас есть месторождение, добыча в динамике состоит из 1) базовой добычи вместе с ГТМ по интенсификации + 2) добычи от ввода новых скважин и ЗБС (ГТМ с приростом запасов). Построив по нему ХВ вы видите линейный участок и, вуаля, прогнозируете по нему добычу вперед по каким либо заданным отборам жидкости. Допустим. Но вы замечаете, что эту добычу вы обзываете БАЗОВОЙ?! Т.е. вы считаете, что этот тренд базовый, а такие ГТМ, как бурение и ЗБС, будут только добавлять запасов свыше этого тренда? Если так, то извините, мне с вами не по пути:) AlNikS 872 11

RomanK. пишет:

Например, я анализировал бурение по годам и итоговая характеристика вытеснения в логмасштабе была линейная, что приводила к итогу будто бурение не увеличило извлекаемые запасы. Далее, разделив бурение по годам, т.е. проведя декомпозицию отчетливо видно, что линия в логарифме это следствие ввода новых запасов. В год завершения бурения линия перестала существовать, что трактуется как "всё пропало".

Если честно, по-моему анализировать БУРЕНИЕ с помощью характеристик вытеснения - это какой-то бред... Если только вы не собираетесь разрабатывать месторождение, равномерно разбуривая по N штук скважин в год на всём протяжении срока разработки.

Мамонт 251 11

Был невнимателен и дал повод позлорадствовать умникам. Сам виноват.
DimA1234, Вы совершенно правы. Только фразу «Все хорошо, выходим на НИЗ при меньшей обводненности» я бы заменил фразой «Все хорошо, вовлекаем в разработку неучтенные запасы и увеличиваем нефтеотдачу (НИЗ)». Другими словами, запасы были занижены.
До RomanK и mishgan не доходит. Тем не менее RomanK. произносит умную фразу «Собственно, так оно уже как столетие и используется». Может быть на Западе да, у нас до сих пор не везде это применяется.
Представленный RomanK график надо бы разбить на две части – история и прогноз.
RomanK, покажите на графике формулу зависимости между ВНФ и накопленной добычей нефти по прямолинейному участку истории. По этой формуле найдите значение ВНФ на следующий, после фактического, период при любом (реальном) объеме жидкости. Это значение будет базовым значением ВНФ. Другими словами, определите какую скважину из двух надо ремонтировать, ту, которая после ремонта даст 300 м3 воды и 20 т. нефти, или ту, которая после ремонта даст 80 м3 воды и 10 т нефти. Я пока не знаю. Потому что не знаю базового значения ВНФ. Когда будете знать базовое значение ВНФ, будете ремонтировать ту скважину, значение ВНФ которой ближе к базовому значению ВНФ.
Mishgan, я вообще не говорю про базовую добычу. Я говорю про базовое значение ВНФ. Вы назвали слово «интенсификация». Что такое интенсификация? Не подумайте, что я не знаю. Я хочу знать, знаете это Вы или нет? Чем отличается интенсификация от оптимизации? Wasteland Rat пишет:

Крыс, что именно бредово? Задача ввода новых скважин это увеличение потенциальных запасов, хотите назовите КИН. Мне например как собственнику виртуальному, было бы интересно видеть как кратное увеличение фонда повлияло на запасы - был ли существенный прирост или как трубочки в одно ведро, без прироста. Бабки годами меряют, поэтому логично и скважины годами вести. Если вы считали восьмерку - пункт добыча из новых скважин, так это просто вести новые скважины и дальше по годам. Можно даже заметить, как новые скважины словно золушки в ночь с 31 декабря на 1 января терют свой "достигнутый и перевыполненный дебит по нефти", за который уже начислена премия.

Mishgan, также ответственно Вам заявляю, что никакие ГТМ не приращивают запасы. Запасы углеводородов были сделаны нашей матушкой Землей и большое спасибо ей за это. А считают запасы люди, потом пересчитывают и, делают прирост запасов, а потом снова пересчитывают и, опять делают прирост запасов. Бывает и наоборот. Это зависит от того кто как учился. А скважины, в которых сделаны те или иные ГТМ эти запасы извлекают. И у каждой скважине (ГТМ) есть свой потенциал, больше которого она дать не может. Люди, подсчитав запасы и оценив КИН расставляют (проектируют) скважины на залежи, бурят и вводят их в эксплуатацию. Одни скважины вводят с целью отбора жидкости, другие с целью компенсации отбора жидкости.
И вот, если подсчет запасов и КИН подсчитаны правильно, система разработки составлена грамотно, скважины (и залежь в целом) на всех стадиях разработки эксплуатируются в соответствии с их потенциалом и сохранением материального баланса, то в конечном итоге из залежи будут отобраны все подсчитанные извлекаемые запасы при достижении обводненности 98% или значении ВНФ =50. Разработка в этом случае будет идти по прямой зависимости между ВНФ и накопленной добычей, координаты последней точки которой будут иметь значения 50:НИЗ.
Такого, как правило, не бывает. Бывает когда скважины или не до отбирают или пере отбирают запасы (не путать с потенциалом скважины). Когда скважины не до отбирают запасы, прямая графика более вертикальная и надо проводить работы по оптимизации разработки, т.е. направить прямую графика к конечной точке с координатами 50: НИЗ. Если скважины пере отбирают запасы, то прямая графика более горизонтальная. Это значит, что скважины извлекут больше чем предусмотрено проектом. Делаем вывод, что запасы подсчитаны заниженными, а грамотная разработка скважин (с их всевозможными ГТМ) привела к увеличению нефтеотдачи. Бывает и так, когда разработка идет по прямой у которой координаты последней точки 50: НИЗ, но срок разработки очень длинный. Определенными ГТМ срок разработки можно сократить, оставаясь на этой линии. Такие ГТМ приведут к интенсификации разработки. Чтобы определить в каком из трех случаях будет находиться залежь в прогнозном периоде, необходимо знать базовое значение ВНФ.
RomanK, чтобы заметить, как новые скважины словно золушки в ночь с 31 декабря на 1 января терют свой "достигнутый и перевыполненный дебит по нефти", за который уже начислена премия (кстати, не только новые), надо ежесуточно вести сводку добычи, сдачи и наличия нефти в парке и закачки подтоварной воды, а не отдавать все на откуп подготовщикам. И эту сводку сбивать с ежемесячной геологической отчетностью.

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр.

В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам.

К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них жидкостей и др.

К числу основных технологических факторов, влияющих на показатели заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся: параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, условия разработки смежных пластов, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах.

Обработка данных наблюдений за заводнением залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на разные даты разработки, в том числе и на дату анализа разработки. Зная положение ВНК, можно установить текущее положение контура нефтеносности и объем промытой части пласта.

В настоящее время в связи с развитием методов контроля за разработкой нефтяных месторождений значительно расширились представления о характере перемещения . Выделяются две основные формы перемещения : подъем по вертикали и послойное обводнение нефтяной залежи.

В результате совместного действия большого числа факторов в процессе перемещения по пласту движется неравномерно и принимает обычно очень сложную геометрическую форму. На многопластовом месторождении из-за различия литологического строения объекта по толщине формируется несколько самостоятельных фронтов вытеснения с различными скоростями движения.

(6.2)
где:

Следует отметить, что при этом также обязательным условием является обводнение нефтяного пласта с подошвы. Таким образом, для многопластовых месторождений с четко изолированными пластами, эксплуатируемыми одним фильтром, косвенные методы не применимы. Если по залежи имеется хотя бы небольшое количество геофизических исследований по контролю за перемещением в процессе разработки, необходимо сравнить данные геофизики и расчетные данные по предложенным косвенным методам контроля. Рассматриваемые косвенные методы дают, как правило завышенную обводненную толщину пласта, поэтому, если есть возможность, в расчетные данные желательно вносить поправки, находимые из сравнения геофизических и расчетных данных.

Косвенные методы определения текущего положения используются для построения кривой идеального подъема (а) или карты поверхности (б). Оба метода служат основой для построения карты остаточной нефтенасыщенной толщины на дату анализа разработки.

Для обработки всех данных о перемещении в процессе разработки и для сведения всех данных к одному моменту времени во многих случаях целесообразно построение кривой идеального вытеснения или, иначе, кривой идеального подъема .

Методика построения карт влияния закачки для пластов многопластового месторождения та же, что и для однопластового. Необходимо иметь в виду, что если на каком-либо участке однопластовой залежи нет влияния закачки, то при механизированной добыче его запасы все же разрабатываются на режиме истощения, а на многопластовом объекте обычно запасы такого участка не разрабатываются.

Практически, при построении карт влияния закачки в пределах трех ранее выделенных групп выделялись три степени воздействия. В первой группе (прямая связь зон закачки и отбора) выделялись зоны фонтанной добычи, механизированной добычи и отсутствия воздействия. Во второй группе (прямая связь между зонами закачки и отбора отсутствует) выделены зоны влияния через слияние смежных пластов и зона отсутствия связи с нагнетанием. В третьей группе - зона вскрытия только нагнетательными скважинами и зона отсутствия влияния на малопродуктивные коллекторы. Все указанные зоны внесены в .

Выделение различных зон, подверженных неодинаковому влиянию нагнетания, позволяет дифференцировать запасы залежи и определить запасы, активно участвующие в разработке, и не охваченные разработкой при существующей системе и подлежащие разбуриванию, то есть определить структуру запасов нефти на дату анализа разработки.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата воздействием продуктивных пластов, ликвидации зон и участков пластов, на которые не распространяется или слабо распространяется влияние нагнетания.

6.3. Анализ динамики текущих коэффициентов охвата, вытеснения и нефтеотдачи в обводненной зоне пласта

Одной из важнейших задач, возникающих при анализе разработки нефтяных месторождений в поздней стадии, является выявление характера распределения оставшихся балансовых запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Это необходимо, в первую очередь, для правильной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти при обычных методах разработки и известных способах интенсификации добычи нефти.

Знание характера распределения остаточных балансовых запасов нефти особенно важно для эффективного применения так называемых третичных методов повышения нефтеотдачи пластов (физико-химические, газовые, тепловые, механические методы - , ).

Определение остаточных запасов нефти , находящихся на дату анализа в нефтенасыщенном объеме , можно производить по следующим формулам.

Сумма объемов залежи и равна начальному нефтесодержащему объему залежи :

Баланс запасов нефти (приближенно) можно записать

(6.7)
где:

Объем можно представить состоящим из двух частей:

(6.8)
где:

Следовательно и можно представить как сумму

Объем прерывистой части пласта зависит как от геологического строения (наличия линз и полулинз, тупиковых зон, слоистости, разломов, выклиниваний и др.), так и от системы воздействия на пласт и расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. Этот объем для разбуренных залежей определяется по зональным картам нефтенасыщенных толщин или путем вычисления невырабатываемых объемов по профилям. Если нет других данных, то обычно принимается, что объем прерывистой части пласта, а также балансовые запасы в этом объеме, не изменяется в процессе разработки, т.к. на этот объем нет воздействия и из него не извлекается нефть, т.e. , где: - начальный объем прерывистой части пласта.

Для неразбуренных залежей на начальной стадии проектирования определяется по аналогии с подобными залежами или в соответствии с рекомендациями, содержащимися в руководствах по проектированию разработки.

Основным методом определения остаточных запасов нефти является объемный метод. Однако на поздней стадии разработки условия для его применения сильно усложняются по сравнению с начальными условиями из-за сложной конфигурации текущей границы между и , то есть сложность заключается в определении текущего положения фронта заводнения (текущего ) и текущих контуров нефтеносности.

Как известно, при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи рассматривается как произведение трех коэффициентов

(6.10)
где:

Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной, многократной промывки образца породы, к начальному нефтенасыщенному объему. Этот коэффициент устанавливается по результатам лабораторных исследований на образцах породы и по своей физической сущности характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке из непрерывной части пласта.

(6.11)
где:

Коэффициент охвата заводнением (часто называется коэффициент заводнения) - это отношение объема промытой части пласта – к объему пласта занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта – . Этот коэффициент зависит в основном от проницаемостной неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, степени обводненности продукции добывающих скважин при их отключении. Способы определения коэффициента охвата заводнением см. ниже.

Коэффициент охвата вытеснением - (коэффициент потерь нефти из-за прерывистости пласта) определяется как отношение объема (запасов), охваченного воздействием, ко всему (начальному) объему (запасам) пласта (залежи).

Так как одной из частей проектного документа на разработку нефтяного и газонефтяного месторождения является обоснование конечной нефтеотдачи пластов, задачей анализа разработки является проверка правильности выбранных коэффициентов, входящих в формулу нефтеотдачи, а именно коэффициентов вытеснения нефти водой, нефти газом, газа нефтью, газа водой, коэффициентов охвата вытеснением и заводнением. Уточнение физико-гидродинамических характеристик вытеснения, определенных в лабораторных условиях, дано в . Ниже описывается способ определения текущих коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи.

Первый способ. На поздней стадии разработки нефтяных залежей большое значение имеет определение участков, уже промытых водой, и зон, занятых по-прежнему нефтью, а также оценка уменьшения эффективных нефтенасыщенных толщин на нефтенасыщенных участках в результате перемещения в процессе разработки. Для этого используется карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин, построенная на дату анализа разработки, по которой определяют остаточные запасы нефти.

Нефтеотдача в обводненной части пласта определяется по следующей формуле

(6.13)
где:

Под обводненной частью пласта понимается объем (запасы нефти), заключенный между начальным и текущим положением .

Если карты остаточных нефтенасыщенных толщин строить на различные даты разработки нефтяной залежи с интервалом, например, в два-три года, то можно определить серию значений достигнутой нефтеотдачи в обводненной части пласта и получить динамику этого показателя в процессе разработки нефтяной залежи. Полученные описанным способом кривые хорошо характеризуют эффективность выработки продуктивных пластов.

Второй способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта связан с процессом внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении в период безводной добычи нефти вся закачиваемая вода идет на вытеснение нефти, то есть каждый кубометр закачиваемой воды вытесняет ровно столько же нефти из пласта. После прорыва воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым пропласткам часть закачиваемой воды проходит по промытым пропласткам.

Если из общего количества закачанной воды вычесть объем воды, добытой попутно с нефтью из добывающих скважин, расположенных в зоне обводнения, то есть вблизи внутриконтурных скважин, получим количество воды, которое совершило полезную работу, вытеснив равное по объему количество нефти

По данным о времени появления пресной воды в ближайших к нагнетательным добывающих скважинах можно приблизительно определить границу фронта обводнения.

Как уже отмечалось, при внутриконтурном заводнении обычно наблюдается весьма компактный фронт вытеснения, который при первом приближении можно считать вертикальным. Если наблюдается значительная «размазанность» фронта вытеснения, то желательно определить по добывающим скважинам, работающим с водой, остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины аналогично предыдущему методу.

После этого строится карта эффективных толщин обводненной зоны пласта. В зоне полного обводнения скважин эффективные толщины обводненной зоны равны начальным эффективным нефтенасыщенным толщинам. В зоне, ограниченной фронтом обводнения и линией полного обводнения скважин, строятся линии равных текущих эффективных толщин.

Замерив объем обводненной части пласта, можно определить балансовые запасы нефти в обводненной зоне, которые закачиваемая вода промыла и вытеснила в добывающие скважины.

Зная обводненный объем пласта и количество вытесненной из пласта нефти, равное объему эффективной закачки, можно определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта

(6.15)
где:

При использовании этого метода целесообразно строить карты эффективных толщин обводненной части пласта в процессе разработки.

Третий способ фактически является вариантом первого способа определения эффективности выработки продуктивного пласта. Здесь как и во втором способе, строится карта эффективных толщин обводненной части пласта, но для расчета достигнутой нефтеотдачи и обводненной части пласта используется количество добытой из пласта нефти

(6.16)
где:

Здесь желательно получить динамику значений коэффициента нефтеотдачи в обводненной части пласта. Если остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины пласта по тем или иным причинам определить не удается, то целесообразно определять нефтеотдачу в обводненной зоне пласта, то есть балансовые запасы в зоне между начальным положением и условной границей между обводненными и безводными скважинами. В остальном метод определения достигнутой нефтеотдачи остается без изменения.

Имеется и четвертый способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта, исходящий из средней отметки текущего положения . На основе всех имеющихся данных определяется среднеарифметическое значение абсолютной отметки текущего на дату анализа. На предварительно построенный график распределения начальных балансовых запасов по высоте залежи () наносится отметка среднего значения текущего и находятся соответствующие ей заводненные запасы нефти. Способ может быть использован для залежей, обводненных подошвенной водой.

6.4. Анализ эффективности разработки нефтяной залежи методом сравнения характеристик вытеснения

Характеристика вытеснения, построенная в целом по залежи, служит хорошей иллюстрацией эффективности разработки нефтяной залежи, она не только показывает величину достигнутой нефтеотдачи пласта в любой момент времени, но и показывает за счет какого расхода рабочего агента (воды) на вытеснение получена та или иная нефтеотдача пласта.

В настоящее время в Урало-Поволжье и в Западной Сибири имеется большое количество нефтяных залежей, находящихся в поздней или даже завершающей стадии разработки, по которым могут быть построены соответствующие характеристики вытеснения. Из этих нефтяных залежей должны быть выбраны залежи-аналоги, и проведено сравнение характеристик вытеснения залежи-аналога и анализируемого месторождения с целью определения какая из сравниваемых, залежей разрабатывается более эффективно, и попытаться выяснить причины этого.

При подборе нефтяной залежи-аналога следует руководствоваться близостью следующих параметров залежей нефти, которые в значительной степени определяют ход характеристики вытеснения:

соотношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях;

проницаемости пласта;

коэффициента песчанистости;

начальной нефтенасыщенности пласта;

доля запасов нефти, расположенных в водонефтяной зоне.

Если построить характеристику вытеснения анализируемой залежи в полулогарифмических координатах в достаточно большом масштабе, то большая часть характеристики вытеснения становится линейной, и в большинстве случаев на ней фиксируются изломы в сторону уменьшения или, наоборот, увеличения расхода воды на процесс вытеснения. Необходимо выяснить причины, которые приводят к наблюдаемым изломам, установив какие изменения в системе разработки залежи, или какие геолого-технические мероприятия проводились на месторождении. Характер (направление) изломов укажет, привели ли эти мероприятия к повышению эффективности разработки нефтяной залежи или, наоборот, к снижению ее эффективности.

1-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Назарова С.Н, Сипачева Н.В. (1972)).

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны.

При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т.е. описывает другие связи заданных величин.

2-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Максимова М.И. (1959)).

Данная группа методов хорошо описывает большинство исследуемых объектов. Методы Максимова М.И. (1959) и Сазонова Б.Ф. (1972) очень слабо, по сравнению с другими методами, особенно методами 1-ой группы, подвержены влиянию на результаты прогноза различного рода коррекций и изменений в системе разработки. Рассматриваемые в этом разделе методы, возможно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, при достижении значений отборов нефти от извлекаемых запасов 0,4-0,5.

Однако существуют объекты, описание которых с помощью данных моделей не вполне адекватно. Это относится к объектам находящимся на поздней стадии разработки при активном проведении работ по коррекции работы месторождения, например по изоляции водопритоков, бурении боковых стволов, внедрении методов увеличения нефтеотдачи. Также это касается месторождений при характерном изменении режима работы на поздних стадиях разработки месторождения.

Метод Максимова М.И. (1959).

М.И. Максимовым, путем изучения процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, представляющего собой трубу, заполненную песком, была установлена эмпирическая зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти.

Эмпирические коэффициенты.

Метод Сазонова Б.Ф. (1973).

Метод, предложенный Б.Ф. Сазоновым, основан на предположении наличия тесной связи между накопленной добычей нефти и жидкости особенно четко проявляющейся в конечной стадии разработки нефтяных залежей.

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; - эмпирические коэффициенты.

Продукции скважин, обычно принимаемых 0,02 - 0,05 (доли ед.)и 0,95-0,98 (доли ед.) соответственно.

3-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Пирвердяна А.М. (1970)).

Такое предположение положено в основу целого ряда характеристик вытеснения, основные из которых представлены в таблице 2.3.

Метод Пирвердяна А.М. (1970).

Уравнение зависимостивозможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенной А.М. Пирвердяном, и выражение преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод Камбарова Г.С. (1974).

Данный метод, предложен Г.С. Камбаровым и является методом подобным методу Пирвердяна А.М. (1970), однако для данного метода в основу положена не обратно-квадратичная зависимость, а более упрощенная обратная зависимость, между. Проведенные Автором метода исследования выявили наличие связи между накопленной добычей нефти и накопленной добычей жидкости следующего вида

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; a, b - эмпирические коэффициенты. Уравнение зависимоститакже возможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенное Г.С. Камбаровым (1974) (4.72), и выражение, преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод постоянного нефтесодержания.

Метод постоянного нефтесодержания представляет собой зависимость вида

Такая тенденция свойственна объектам на заключительной стадии разработки, когда обводненность продукции достигает 95 - 98%, дальнейший рост обводненности связан с длительной эксплуатацией, резкому росту водонефтяного фактора и, как правило, эксплуатация объекта экономически не оправданна. Данный метод позволяет осуществлять прогноз добычи нефти исходя из заданных проектных значений добычи жидкости на поздней стадии.

Метод Казакова А.А. (1976).

Группа методов на основе степенной модели типа зависимости Пирвердяна А.М. (1970) была обобщена и усовершенствована А.А. Казаковым в 1976 году. Казаков А.А. обобщил представленный тип моделей применительно к любым видам кривых фазовых проницаемостей при условии выполняемости функциональной зависимости Баклея - Леверетта, в отличии, например, от модели Пирвердяна А.М., которая применима лишь для кривых фазовых проницаемостей Д.А. Эфроса.

4-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Говоровой - Рябининой (1957)).

Метод Говоровой - Рябининой (1957) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатах

Предполагается, что данная зависимость, при построении в заданных билогарифмических координатах приобретает линейный характер при достижении определенной стадии разработки.

Метод Говоровой Г.Л. - Рябининой З.К. (1957).

Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти

5-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Абызбаева Н.И. (1981)).

Метод Абызбаева Н.И. (1981) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатахт.е. метод представлен зависимостью вида

в основе данной группы методов лежит зависимость вида

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как