Характеристики вытеснения нефти формулы. Защитные механизмы психики. Характеристики основных защит(Современные психотехнологии манипулирования). Контроль за текущей разработкой

6.1.4 Метод прослеживания обводненных интервалов

Метод заключается в определении поглощающих и ранее поглощавших прослоев в нагнетательных скважинах по профилям приемистости и прослеживании их от скважины к скважине. При этом особое внимание обращается на наличие интервалов замещения коллекторов и интервалов с ухудшенными коллекторскими свойствами, которые оказывают экранирующее влияние на продвижение жидкости. В каждой скважине устанавливаются две группы прослоев:

1) которые могут быть обводнены за счет продвижения по напластованию пород от ближайших нагнетательных скважин;

2) обводнение которых возможно в результате перетоков между отдельными прослоями или подхода воды от удаленных нагнетательных скважин.

После установления вероятного порядка обводнения отдельных прослоев в каждой скважине, используются имеющиеся эксплуатационные данные (текущие дебиты нефти и процент воды, их изменение во времени), результаты поинтервального опробования, профили притока жидкости, по которым делается предварительное заключение об обводнении прослоев. Далее по отношениям текущего дебита нефти к начальному и текущей нефтенасыщенной толщины к начальной проверяется соответствие выделенной нефтенасыщенной толщины текущему дебиту нефти. При этом качественно учитываются коллекторские свойства заводненной и оставшейся нефтеносной части пласта и обращается внимание на величину отбора жидкости из скважины. При низких отборах жидкости, не соответствующих потенциальным возможностям пласта, эксплуатационные данные не показательны, так как скважина может давать высокообводненную продукцию, хотя значительная часть пласта остается нефтеносной.

Сделанное по скважине заключение проверяется при дальнейшем прослеживании по данным следующих скважин, особенно если по ним имеются непосредственные данные о заводнении пластов.

На участках, где происходит подъем ВНК, необходимо учитывать и вертикальное перемещение воды, для чего можно использовать график зависимости между обводненностью скважины и расстоянием ВНК от нижних отверстий перфорации.

Таким образом, метод позволяет определить заводненную толщину продуктивного объекта в каждой скважине, и, следовательно, картину заводнения залежи в целом, и облегчает в дальнейшем построение карт влияния закачки.

Установленные перечисленными выше способами текущие положения ВНК по скважинам позволяют определить остаточную нефтенасыщенную толщину на дату анализа разработки и построить карту остаточных нефтенасыщенных толщин. Остаточные балансовые запасы нефти определяются путем планиметрирования этой карты, а систематически проводимые исследования такого рода дают представление о выработке запасов во времени.

Карты влияния закачки (рисунок Г.6), построенные по отдельным пластам, дают представление о структуре остаточных запасов, под которой понимается их распределение по продуктивным пластам и участкам залежи, имеющим различные геологические характеристики и степени изученности и условия их разработки.

6.1.5 Метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью характеристик вытеснения

Метод основан на использовании характеристик вытеснения, построенных для добывающих скважин. По каждой скважине, находящейся в эксплуатации, а также по скважинам, эксплуатация которых прекращена в течение последних 5 лет, используя фактические данные по добыче нефти, воды и жидкости строятся характеристики вытеснения различного типа (по Камбарову, Назарову-Сипачеву, Сазонову и т.д.). Необходимо использовать не менее 4 типов характеристик вытеснения. Затем, используя полученные характеристики вытеснения, выполняется расчет добычи нефти и воды при продолжении эксплуатации скважин. Расчет продолжается до некоторого предела эксплуатации скважины - это либо достижение скважиной некоторой предельной обводненности, либо достижение скважиной некоторого минимального дебита по нефти. При достижении скважиной этих пределов расчет прекращается, а накопленная добыча нефти к этому моменту, начиная с даты, на которую выполняется анализ разработки нефтяной залежи, представляет собой остаточные запасы нефти в зоне дренирования скважины. Так как расчет осуществляется по нескольким типам характеристик вытеснения, то для использования принималось среднее значение по всем использованным характеристикам вытеснения. Если по одной из характеристик вытеснения рассчитанные остаточные запасы резко отличаются от запасов по другим характеристикам, то эти данные исключаются из расчета средних значений. По тем скважинам, которые на момент анализа разработки уже достигли предельной обводненности или предельного дебита, фиксируются нулевые остаточные запасы нефти. Аналогично, нулевые остаточные запасы нефти фиксируются по нагнетательным скважинам пласта.

По этим данным строятся карты остаточных запасов нефти по пласту. Эти карты следует использовать при построении карт остаточных нефтенасыщенных толщин.

6.2 Определение степени воздействия и охвата пластов нагнетанием

О состоянии выработки запасов нефти можно судить по динамике темпа отбора, текущего коэффициента нефтеотдачи и охвату воздействием на залежь нагнетания воды. Под темпом отбора понимается отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым или балансовым запасам нефти, выраженное в процентах.

Текущий коэффициент нефтеотдачи определяется отношением накопленного количества добытой нефти к балансовым запасам на определенную дату.

Темп отбора нефти и текущая нефтеотдача анализируются в динамике по годам разработки и на дату анализа. Эти показатели определяются для залежи в целом и для отдельных площадей, блоков, участков и пластов разработки в зависимости от их начальных балансовых запасов. Данные приводятся в таблицах Д.12, Д.13, Д.14 и Д.15, в тексте указываются участки и пласты интенсивной и отстающей разработки с пояснением причин аномальности выработки запасов нефти из них.

Выработка запасов нефти характеризуется также темпом отбора и текущей нефтеотдачей от начальных извлекаемых запасов нефти. Балансовые запасы нефти используются чаще всего при стремлении исключить ошибки в определении коэффициента конечной нефтеотдачи и, следовательно, извлекаемых запасов нефти, а также при сопоставительном анализе разработки с другими месторождениями.

О степени воздействия на залежь можно судить по изменению дебитов и условиям эксплуатации скважин на данном участке. В работе скважин со стабильным или растущим пластовым давлением воздействие на залежь достаточно эффективно. На участках, где пластовое давление снижается, воздействие на пласт неэффективно или вообще отсутствует.

Для качественной оценки воздействия на залежь в период освоения системы нагнетания на отдельных эксплуатационных объектах могут быть построены карты влияния закачки (рисунок Г.6). Построение таких карт, а также количество зон влияния закачки на них и их выбор диктуются задачами разработки залежи.

По своей физической сущности карты влияния закачки близки к картам изобар. В то же время показатель охвата пластов влиянием закачки характеризует условия выработки запасов нефти на конкретном участке и в определенный промежуток времени может меняться в зависимости от осуществления мероприятий.

Карты влияния закачки строятся на базе карт распространения коллекторов. В первую очередь на карту наносятся данные о текущей закачке воды в каждую нагнетательную скважину. Закачка наносится в виде круговой диаграммы и по существу эта часть работы дублирует построение карт текущего состояния разработки.

После этого устанавливаются зоны (скважины), имеющие гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. По степени связи с нагнетательными скважинами, могут быть выделены три или более групп коллекторов:

группа I - коллекторы, выходящие на линии нагнетания, т.е. имеющие прямую гидродинамическую связь зоны эксплуатации с нагнетательными скважинами. При закачке хорошо передается воздействие, и его увеличение может быть достигнуто увеличением объема закачиваемой воды на тех же линиях нагнетания;

группа II - коллекторы, вскрытые только добывающими скважинами и не имеющие прямой гидродинамической связи с линиями нагнетания. В этом случае нельзя осуществить воздействие на пласт через имеющиеся линии разрезания и требуется либо бурение новых нагнетательных скважин, либо перевод под закачку пробуренных в этой зоне добывающих скважин;

группа III - коллекторы, вскрытые только нагнетательными скважинами и не имеющие связи с зоной отбора. Для выработки их запасов требуется бурение добывающих скважин, так как такие зоны по существу представляют тупики.

Для более обоснованного выделения зон пласта с разной степенью влияния закачки на карту распространения коллекторов наносятся данные о пластовом или забойном давлении, дебетах скважин, способе эксплуатации и другие вспомогательные материалы, причем важны не абсолютные значения, а, главным образом, в какую сторону (увеличение или уменьшение) произошли их изменения. Только комплекс всех материалов позволяет выделить с достаточным основанием различные зоны влияния закачки. Границы между зонами проводятся с учетом геологического строения залежи и, в частности, распространения коллекторов различной продуктивности. Значительно сложнее определить охват воздействием закачки продуктивных горизонтов, расчлененных на отдельные изолированные прослои, и объектов разработки, в которые объединено несколько пластов. Как правило, при многопластовых и расчлененных объектах в силу различия коллекторских свойств разных прослоев и по другим причинам только часть продуктивной толщины оказывается подвержена воздействию закачки, причем степень этого воздействия по каждому из прослоев может сильно отличаться от других.

В таких условиях по замеренному в скважине пластовому давлению или по ее дебиту (приемистости) в большинстве случаев нельзя судить о работе отдельных пластов и прослоев, так как здесь обычно фиксируется давление пласта или прослоя, в котором оно наиболее высокое, а дебит слагается из дебитов нескольких работающих пластов. В подобных случаях продуктивный горизонт (объект разработки) следует рассматривать в трехмерном измерении, уделяя вертикальной составляющей (по разрезу) не меньше внимания, чем горизонтальным (по площади).

Для этой цели следует использовать материалы исследований, проводимых методом радиоактивных изотопов, глубинными дебитомерами и расходомерами. При этом следует иметь в виду, что метод радиоактивных изотопов позволяет главным образом проследить движение закачиваемой воды по прослоям, но не дает их приемистости, а дебитометрия и расходометрия предоставляют более или менее достоверную информацию при надежном разобщении проницаемых пластов и прослоев друг от друга за колонной. Так как данные дебитометрии и расходометрии в основном дают распределение общего дебита или приемистости между перфорированными пластами или прослоями, для определения охвата пластов воздействием нагнетания эти данные нужно использовать в комплексе с другими методами - радиометрией, термометрией, фотоколориметрией нефтей и др. Рекомендуется при работе с материалами замеров дебитомерами-расходомерами пользоваться не профилями приемистости и притока, а картограммами.

В связи с большим разнообразием геолого-физических условий и применяемых систем разработки не может быть универсальных методических рекомендаций по обобщению и анализу геолого-промысловой информации для оценки охвата залежи воздействием. В каждом конкретном случае может потребоваться свой методический подход, Ниже излагаются некоторые методические приемы общего плана для выполнения этой работы.

В зависимости от степени разобщенности пластов и прослоев, а также имеющейся информации об их работе, принимается решение о количестве и границах выделяемых для анализа пластов и в соответствии с указаниями раздела 4.1 строятся (используются ранее построенные) карты распространения коллекторов. Затем обобщаются все имеющиеся данные о работе пластов и скважин. При этом часто бывает полезным разделить имеющиеся данные по степени их достоверности на несколько групп. К первой группе следует отнести самую достоверную информацию по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. Ко второй группе отнести скважины, в которых перфорировано два-три и большее число прослоев, но работает только один пласт. Наименьшей достоверностью обладает третья группа, куда относятся скважины, в которых работает одновременно два и большее число пластов. Здесь в начале надо определить какие из перфорированных пластов работают, какие нет, а потом распределить суммарный дебит (приемистость) между ними, используя как прямые методы (дебитометрия, расходометрия), так и косвенные (всесторонние исследования скважин, аналогия в свойствах участков, баланс отбора и закачки т.д. - см. раздел 5.2.2).

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 таблицу Д.14.

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 - ГРП, ГС).

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

Сумма объемов залежи V ост и V зав равна начальному нефтесодержащему объему залежи V:

v = v ост +V зав (6.6)

Баланс запасов нефти (приближенно) можно записать

N = N ост + N зав + Q (6.7)

N - начальные балансовые запасы нефти в залежи;

N ост - начальные балансовые запасы нефти в объеме V ост;

N зав - остаточные балансовые запасы нефти в объеме V зав;

Q - накопленная добыча нефти из объема V зав.

Объем V ост можно представить состоящим из двух частей:

V ост = V ост.пр + V ост.непр (6.8)

V ост.пр - объем прерывистой части первоначально нефтенасыщенного объема пласта;

V ост.непр - объем непрерывной части с "подвижной" (подверженной заводнению) нефтью.

Следовательно и N ост можно представить как сумму

N ост = N ост.пр + N ост.непр (6.9)

Объем прерывистой части пласта V ост.пр 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.V ост.пр = V нач.пр, где: V нач.пр - начальный объем прерывистой части пласта.

Для неразбуренных залежей на начальной стадии проектирования V нач.пр 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 V ост и V зав, то есть сложность заключается в определении текущего положения фронта заводнения (текущего ВНК) и текущих контуров нефтеносности.

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

К н = К выт  К охв = К выт  К оз  К ов (6.10)

К выт - коэффициент вытеснения;

К охв - коэффициент охвата;

К оз - коэффициент охвата заводнением;

К ов - коэффициент охвата вытеснением.

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.

V о - объем образца породы;

m - пористость;

 св,  он - насыщенность связанной водой и остаточной нефтью соответственно;

 нач - начальная нефтенасыщенность.

Коэффициент охвата заводнением К оз (часто называется коэффициент заводнения) - это отношение объема промытой части пласта – V пром к объему пласта занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта – V ост.непр. 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 К ов - (коэффициент потерь нефти из-за прерывистости пласта) определяется как отношение объема (запасов), охваченного воздействием, ко всему (начальному) объему (запасам) пласта (залежи).

(6.12)

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 разделе 4.5. 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 ВНК 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)

Q н - суммарная с начала разработки добыча нефти из заводненной части залежи;

N нач.зав - начальные балансовые запасы в заводненном объеме.

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

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

Q зак.эф = Q зак - Q в (6.14)

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)

Q зак.эф - объем эффективной закачки;

N зав - балансовые запасы нефти в обводненной части пласта.

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)

Q н - суммарная добыча нефти из пласта;

N зав - балансовые запасы в обводненной части пласта.

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 ВНК 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 ВНК. На основе всех имеющихся данных определяется среднеарифметическое значение абсолютной отметки текущего ВНК на дату анализа. На предварительно построенный график распределения начальных балансовых запасов по высоте залежи (рисунок Г.7) наносится отметка среднего значения текущего ВНК 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.

Для определения технологической эффективности от проведения мероприятия требуется определить базовые показатели разработки, то есть какие были бы показатели без проведения воздействия. Для этого рассмотрим различные методы расчета технологических показателей разработки базового варианта.

Эти методы можно подразделить на две группы.

К первой группе относятся методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Ко второй группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды. Одна группа характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другая группа зависимостей строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).

К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. К первой группе отнесены зависимости между накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными отборами продукции скважин и их обводненностью.

Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения) . Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Также позволяет судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов в безразмерном времени позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

Для расчета технологической эффективности от применения полимерно-гелевой системы «Ритин» были использованы интегральные характеристики вытеснения:

1. -метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В
2. - Камбарова Г.С

3. - Пирвердяна А.М
4. - Казакова А.А
5. - Максимова М.И

где Qн, Qж - накопленная добыча соответственно нефти и жидкости, А, В - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.

Используя фактические данные по накопленной добыче нефти и жидкости за прогнозный период, строятся зависимости по данным формулам. Экстраполируя получившуюся прямую на прогнозный период можно получить показатели разработки базового варианта. Затем, сравнивая их с фактическими определяют изменение накопленной добычи нефти и жидкости.

Строим кривую в соответствующих координатах, в зависимости от формулы. Например, если по Назарову С.Н и Сипачеву Н.В., то в координатах отношение накопленной добычи жидкости к накопленной добычи нефти-накопленная добыча воды. Постоянные А и В вычисляются автоматически в MS Exel, и выводятся с уравнением прямой. Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения.

1. Метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В

А=2,1594, В=0,0035, R 2 =0,993

2. Метод Камбарова Г.С

А=285,1, В=-78195, R 2 =0,996

3. Метод Пирвердяна А.М

А=334,4 В=-3929, R 2 =0,986

4. Метод Казакова А.А

А=1,7024 В=0,2094, R 2 =0,985

5. Метод Максимова М.И

А=-67,933 В=97,461 R 2 =0,986

Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений. Многолетний опыт использования предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается, что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами рассматриваемых уравнений. А это условие не выполняется. Несмотря на существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия на пласт она применяется чаще других методов. Но так как до сих пор не удалось разработать объективные критерии отбора, поэтому берут 3-4 зависимости из всего их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам, как было сделано в расчете. Отсюда такие различия между прогнозируемыми и фактическими значениями

Проведя расчет по кривым вытеснения получили дополнительно 4732 тонн нефти с очага №303 за 3 года, по методу Лысенко прирост добычи составляет 4412 тонн в год. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта проведенные на Мыхпайском месторождении на протяжении этого времени, направленные на выравнивание фронта вытеснения нефти водой позволили:

- снизить обводненность продукции в среднем до 95,5%;
- снизить темп падения добычи нефти и стабилизировать его;
- уменьшить долю воды в добываемой продукции;

Увеличить дебит по нефти;

Также получить дополнительно 114612 тонн нефти.

Albina пишет:

Доброе время суток!
Хочу обратиться к научным Умам с просьбой уточнить "правдивость" моделей (формул) для оценки Qизвл. Конкретно, это касается характеристик вытеснения.
Я ознакомлена с 12-тью из известных (возможно, их намного больше):
- Назаров С. Н. - Сипачев Н. В.
- Камбаров Г. С.
- Пирвердян А. М.
- Казаков А. А. и др.
Только вот проблема в том, что одна и та же методика определения извлекаемых запасов в различных источниках имеет множество трактовок. Ладно описание, так еще и множество разновидностей формулы, результат расчетов "с наилучшими пожеланиями".
К примеру, в одной литературе в формуле Герба Ф. А.-Циммермана Э. Х. учитываются годовые отборы воды и нефти, в другой - они же накопленные. Та же история с методом Мовмыга Г.Т. и с остальными...
Может у кого есть РД или что-то т.п. утвержденное...? Пожалуйста, помогите разобраться в этом ералаше.

Добрый день!!!
В характеристиках вытеснения нет ничего сложного.
Во первых надо понимать что есть только 2-е основные модели пласта, которые дают возможность получить модельные
характеристики вытеснения:
1) поршневая модель многослойного пласта: Арпс, Дикстра-Парсон и др.
2) модели Баклея-Леверетта, log(WOR)/КИН и т.д.

Разница в том, что в первом случае функция фракционного потока
1)получают используя
функцию плотности распределения проницаемости, тогда общий вид уравнений будет иметь вид: КИН = f(F(k)) , OBW = f(F(k)) , Vпрок = f(F(k)).
Эти уравнения можно комбинировать т.е. 1 и 2 или 1 и 3 . Тогда в разных вариантах будут получаться разные зависимости (либо от текущего дебита либо от накопл. добычи) .

2)изначально вводится в теории Баклея-Леверрета.
И для любых фазовых и соотношений подвижностей можно получить соотношения вида: КИН= f(s) , OBW = f(s) , Vпрок = f(s).
И для каждой фазовой эти соотношения будут свои => отсюда их изобилие.......... Например(X-cut -метод с функциями Кори)

Самая прикольная фишка в том:
1) что эти функции можно записывать отдельно для каждой скважины(дренируемого объема). Потом можно
забадяжить их автоматическую адаптацию(число управляющих параметров мало => скорость адаптации велика)
Имеено "поскважинная" модель дает оптимально точный прогноз (если как обычно для целого месторождения - точность мала)

2) Я сам делал прогноз по ряду месторождений и вы себе не представляете насколько хорошие результаты получаются имеено в "поскважинной" модели. Даже если есть всякая ерунда типа ГТм все это дело легко моделируется введением нового коэффициента вариации проницаемости с
момента времени ГТМ => в общем по скорости адаптации даже stream line отдыхает.......

Недостатки => нужно делить запасы по скважинам, правда запасы тоже можно сделать адаптивным параметром. (А кто их считает точно? Зато
на конечной стадии можно пропорционально накопленным поделить.)
В общем если есть "проблемки" и вопросы можете обращаться:

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

Ключевые слова

НАЧАЛЬНОЕ И СРЕДНЕЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ / ОБЪЕМЫ НАКОПЛЕННОЙ И ЗАКАЧАННОЙ ЖИДКОСТИ / ОБЪЕМНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НЕФТИ / ГАЗА И ВОДЫ / ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ / INITIAL AND AVERAGE RESERVOIR PRESSURES / VOLUMES OF THE SAVED-UP AND PUMPED LIQUID / VOLUME COEFFICIENTS OF OIL / GAS AND WATER / PHASE PERMEABILITY

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы - Акрамов Бахшулла Шафиевич, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич

В статье рассмотрены вопросы прогноза показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой с использованием методов материального баланса. Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей. Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные: начальное и среднее пластовые давления , объемы накопленной и закачанной жидкости , объемы воды, вторгающиеся в пласт, объемные коэффициенты нефти , газа и воды , фазовые проницаемости , динамические вязкости нефти и газа. Точность подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений. Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды , причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды. Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость. Можно считать, что данный метод дает более правдоподобные результаты, сохраняя без изменения существующую систему разработки и естественно снижая текущий отбор жидкости на поздней стадии.

Forecasting of indicators of development according to characteristics of replacement of oil by water

In article questions of the forecast of indicators of development for characteristics of replacement of oil by water with use of methods of material balance are considered. The method of material balance allows to solve a number of problems of development including forecasting of technological indicators. The following data are necessary for forecasting of indicators of development of the oil pool by a method of material balance: initial and average reservoir pressures , volumes of the saved-up and pumped liquid , the water volumes interfering in layer, volume coefficients of oil , gas and water phase permeability , dynamic viscosity of oil and gas. Accuracy of the indicators counted by means of a method of material balance depends on selection of basic data, their full value and from the accepted some assumptions which are been the basis for the settlement equations. It is also possible to predict the current oil saturation depending on the current characteristics of oil and oil, gas and water , and for water drive reservoir on the current average oil saturation is predicted by determining the amount of invading water reservoir. Based on the equations of flow of oil and gas reservoir, the relative permeability is determined. We can assume that this method gives more reliable results, keeping unchanged the existing system and the development of naturally reducing the current selection of the liquid at a late stage.

Текст научной работы на тему «Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой»

7universum.com

ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Акрамов Бахшулла Шафиевич

канд. техн. наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, доцент Ташкентского государственного технического университета, 100095, Республика Узбекистан, г. Ташкент, ул. Университетская, 2

E-mail: akramov bahsh@mail. ru

Наубеев Темирбек Хасетуллаевич

канд. хим. наук, зав. кафедрой технологии нефти и газа, доцент Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: timan05@mail. ru

Сапашов Икрамжан Яумытбаевич

ассистент кафедры технологии нефти и газа Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: sapashov85@mail. ru

Санетуллаев Ерназар Есбосынович

E-mail: еrnazar. 91 @mail.ru

Ешмуратов Анвар Балтабаевич

ассистент кафедры технологии нефти и газа, Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: anvar_12.8 7@mail. ru

Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой // Universum: Технические науки: электрон. научн. журн. Акрамов Б.Ш. [и др.]. 2016. № 7 (28) . URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/3413

FORECASTING OF INDICATORS OF DEVELOPMENT ACCORDING TO CHARACTERISTICS OF REPLACEMENT OF OIL BY WATER

Bahshullo Akramov

Candidate of Engineering sciences, Associate professor of Chair of development and operation oil and gas field,

Tashkent state technical university, 100095, Republic of Uzbekistan, Tashkent, Universitetskaja St., 2

Temirbek Naubeev

Candidate of Chemical Sciences, Head of Chair of technology of oil and gas, Associate professor of Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

Ikramjan Sapashov

Assistant of Chair of technology of oil and gas, Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

Ernazar Sanetullaev

Anvar Eshmuratov

Assistant of Chair of technology of oil and gas Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

АННОТАЦИЯ

подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений. Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды, причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость.

It is also possible to predict the current oil saturation depending on the current characteristics of oil and oil, gas and water, and for water drive reservoir on the current average oil saturation is predicted by determining the amount of invading water reservoir.

Based on the equations of flow of oil and gas reservoir, the relative permeability is determined.

We can assume that this method gives more reliable results, keeping unchanged the existing system and the development of naturally reducing the current selection of the liquid at a late stage.

Ключевые слова: начальное и среднее пластовые давления; объемы накопленной и закачанной жидкости; объемные коэффициенты нефти, газа и воды; фазовые проницаемости;

Keywords: initial and average reservoir pressures; volumes of the saved-up and pumped liquid; volume coefficients of oil, gas and water; phase permeability;

Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей.

Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные:

Начальное и среднее пластовые давления;

Объемы накопленной и закачанной жидкости;

Объемы воды, вторгающиеся в пласт;

Объемные коэффициенты нефти, газа и воды;

Фазовые проницаемости;

Динамические вязкости нефти и газа.

Данный метод дает возможность прогнозировать по промысловым данным текущую нефтеотдачу т

qo = к - ьн0 + бг r - r) (1)

т q3 к + бг r - r) " (7

где: qu3 - накопленной объем отобранной из пласта нефти;

Q - начальный объем нефти в пласте;

К, Ьм0 - соответственно, объемные коэффициенты нефти при давлении р и

Б - объемный коэффициент газа при p;

Яг0, Яг, Я - соответственно, объемы растворенного газа в единице объема

нефти при начальном, текущем пластовом давлении и на поверхности.

Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды, причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость

К _(Я - Яг)/ , (2)

кн Ьн Вг Vн "

где: кн, кг - соответственно, фазовые проницаемости по нефти и газу;

я - суммарный газонефтяной фактор;

/, / - соответственно, динамические вязкости нефти и газа.

Точность подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений.

Если в расчетах по методу материального баланса используются характеристики пластовых нефтей, получаемые в процессе дегазирования в бомбе РУТ, резко отличающиеся от явлений, происходящих в пласте, тогда прогнозирование среднего пластового давления приводит к значительным искажениям результатов.

В ряде случаев прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений при заводнении в трещиноватых и трещиноватопористых коллекторах осуществляется только на основании решения уравнения материального баланса.

Под зависимостью между суммарной добычей нефти и суммарной добычей жидкости понимается характеристика вытеснения, но в последующем под характеристиками вытеснения стали понимать и зависимость суммарной

добычи нефти от суммарной добычи воды, а также зависимости различных соотношений между суммарными количествами нефти, воды и жидкости.

Кроме этого, к характеристикам вытеснения стали относить и зависимость между содержанием в потоке нефти или воды от суммарных отборов нефти, воды и жидкости.

При прогнозировании показателей разработки длительное время эксплуатируемого месторождения, когда известны значительные фактические данные об отборе нефти и воды, расчет может осуществляется с использованием характеристик вытеснения.

Для этого вначале интерполируют фактические кривые типа обводненность - накопленная добыча нефти, обводненность - накопленный объем закачиваемой воды, текущая нефтеотдача - накопленный объем закачиваемой воды, а затем экстраполируют полученные зависимости с целью получения прогнозных показателей.

Большинство уравнений, используемых для обработки кривых вытеснения, получено эмпирическим путем в результате анализа промысловых данных (методы Камбарова, Назарова, Копытова и др.). Часть моделей получена в результате теоретического исследования процесса вытеснения нефти водой в некоторых упрощенных постановках.

Анализ показывает, что характеристики вытеснения в основном можно разделить на две группы:

Интегральные характеристики вытеснения;

Дифференциальные характеристики вытеснения.

В первую группу входят все зависимости, в формулах которых фигурируют суммарные отборы нефти, воды и жидкости.

Во вторую же - все зависимости, в формулы которых входит содержание нефти или воды и суммарные отборы нефти, воды и жидкости.

В качестве альтернативы по отношению к традиционным методам характеристик вытеснения можно рассматривать уравнения разработки, используемые в аналитической методике расчета технологических показателей

разработки залежей при водонапорном режиме, применяемой в ТатНИПИ нефть .

В этой методике принимается, что динамика текущей добычи нефти и расчетная добыча жидкости при неизменных условиях разработки подчиняются показательному закону. В данном случае отбор жидкости будет снижаться по мере отключения обводненных скважин, что характерно для поздней стадии разработки. Кроме того, эта методика учитывает изменяющиеся во времени условия разработки.

Метод ТатНИПИ нефть основывается на следующих двух зависимостях разработки:

чн _ Чо бн,

Чв ачо ачо

бн боп божп бн

где: Ч, Ч - соответственно, текущие дебиты нефти и воды;

Чо - начальный амплитудный дебит всех пробуренных и введенных в действие скважин;

б, бж - соответственно, накопленные отборы нефти и жидкости; бои,&жп- соответственно, потенциальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при неограниченном сроке разработке; а - переводной коэффициент.

Для того чтобы можно было пользоваться уравнениями (3), необходимо наблюдаемые фактические зависимости удельных величин текущих отборов нефти и воды аппроксимировать кусочно-линейными функциями, отражая влияние проведенных технологических мероприятий на прогнозируемые конечные показатели разработки в динамике.

Чо, боп, божп, а по прямолинейным участкам кривых преобразованных фактических зависимостей, вычисляется фильтрационный параметр /о .

Таким образом, с помощью предлагаемых уравнений разработки, адаптированных к истории эксплуатации объекта, можно прогнозировать текущие и конечные показатели разработки.

Следует отметить, что отмеченный метод нуждается в дальнейшем совершенствовании, так как применяемые уравнения разработки не охватывают весь период эксплуатации объекта.

Список литературы:

1. Оценка эффективности эксплуатационных объектов на поздней стадии методами характеристик вытеснения. / Р.Г. Хамзин, Р.Т. Фазлыев. -ТатНИПИ нефть, Интервал, № 9 (44), 2002.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки, добыча нефти / Ш.К. Гиматутдинов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. - М.: Недра, 1983, 463 с., т. I, 455 с., т. II.

1. Khamzin R.G., Fazlyev R.T. Evaluating the effectiveness of production facilities at a later stage by techniques of displacement characteristics. TatNIPIneft, Interval Publ., no. 9 (44), 2002. (In Russian).

2. Gimatutdinov Sh.K., Mishchenko I.T., Petrov A.I. Reference manual for the design, development and exploitation of oil fields. Design development, oil production. Moscow, Nedra Publ., 1983, 463 p., vol. I, 455 p., vol. II. (In Russian).

Главная > Идеи бизнеса

Forecasting of indicators of development according to characteristics of replacement of oil by water

Текст научной работы на тему «Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой»

Рекомендуем также