Характеристики вытеснения нефти выбор методов. По характеристикам вытеснения. Анализ эффективности разработки нефтяной залежи методом сравнения характеристик вытеснения

Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, то есть фактическим данным.

Достоинствами метода прогноза основанного на использовании характеристик вытеснения являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учёт геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота примененияданного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено.

При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объёмных единицах в пластовых условиях, т.к. характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте. Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости междуфактическими величинаминакопленные с начала разработки соответственно добыча нефти, воды, жидкости и водонефтяной фактор на ряд фиксированных датt ,это так называемые интегральныепоказатели. Текущие -
(за месяц, квартал или год) соответственно добыча нефти, воды, жидкости и обводнённость продукции скважин - это дифференциальные показатели. Величины, обозначенные «звёздочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными основных. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).

Существует большое количество видов характеристик вытеснения. Это связано с необходимостью получения характеристик полностью или частично линейного вида, с тем, чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие характеристик вытеснения объясняется ещё и тем, что каждая из них даёт различные результаты (в частности, например, при расчёте остаточных извлекаемых запасов нефти) и для получения более или менее надёжных прогнозных их необходимо рассчитать по нескольким характеристикам, а затем принять осреднённые величины.Наиболее широкое распространение получили следующие характеристики вытеснения:

Камбаров Г.С. -

Пирвердян А.М. -

Сазонов Б.Ф. -

Максимов М.И. -

Назаров С.Н. -

Говоров А.М. -

Казаков А.А. -

Сыпачев Н.В. -

Гусейнов Г.П. -

Шафран В.М. -

Копытов А.В. –

где t – время с начала разработки, годы, мес., сут,;

Форест А., Гарб Ф.А., Циммерман Э.Х. -

Мовмыга Г.Г. -

Вашуркин А.И. -

Контроль за текущей разработкой

Нефтяных месторождений

В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утверждённых технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров водоносности; обоснование методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного заводнения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их расстановкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водяную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области.

Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержанием воды в продукции является основной задачей и осуществляется с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления).

Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой в каждый пласт жидкости раздельно. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах количество поглощенной каждым пропластком воды определяют глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приёмистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважинам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пластов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважину закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположение пластов, поглотивших радиоактивные изотопы.

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в микроскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.

Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород - различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная. особенность нефтегазоносных коллекторов - наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа .

МОДЕЛИ ПЛАСТА

Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели - это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ.

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) от- чается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.

Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с. одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:

(3.1)

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

, (3.2)

где - параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; - площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ;

Общая площадь залежи.

2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.

Где n –число слоев

4. Модель з о н а л ь н о - н е о д н о р о д н о r о и с л о и с т о- н е о д н о р о д н о r о п л а с т а объединяет характеристики предыдущих двух моделей. Для иллюстрации на рис. 18 изображена схематично модель такого пласта.

5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов , вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.

6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.

7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пе-

Рис. 18

ресекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баншевым.

Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.

Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы - короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.

8.Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.

Если принять, что фазовая проницаемость для воды зависит от остаточной нефтенасыщенности и насыщенности связанной водой:

, (3.3)

то расход воды , поступающей в слой толщиной , определим по формуле

, (3.4)

где - абсолютная проницаемость слоя; - ширина слоя; - длина слоя; - перепад давления на расстоянии ; - вязкость воды.

Формула (3.4) справедлива в предположении, что в обводнившемся слое нефть вытесняется мгновенно по модели поршневого вытеснения до насыщенности . В таких слоях движется только вода. В необводнившихся слоях движется только нефть в присутствии связанной воды с насыщенностью . Если в слое содержится только вода, ее расход составит

. (3.5)

Если к рассматриваемому моменту времени обводнились слои общей толщиной , то при суммарный расход воды

(3.6)

При отсутствии остаточной нефти расход воды через обводнившиеся слои будет

. (3.7)

Учитывая, что распределение проницаемости по слоям описывается каким-либо вероятностно-статистическим законом, модифицированную относительную проницаенмость можно представить в виде:

для воды

; (3.8)

для нефти , (3.9)

где - проницаемость обводнившегося слоя.

Модифицированную водонасыщенность пласта определяют по отношению объема связанной воды и воды, внедрившейся в слои, к поровому объему пласта:

(3.10)

Модифицированные относительные проницаемости для воды и нефти представляют соответственно доли воды и нефти в общей производительности всех слоев. В общем случае они пропорциональны обводненности и содержанию нефти в добываемой жидкости.

Описанную модель приближают к реальной, рассматривая процесс непоршневого вытеснения нефти водой для каждого слоя.

Анализируя характер обводнения продукции скважин, можно построить характеристику обводнения пласта и, решая обратную гидродинамическую задачу, уточнить модифицированные проницаемости, т. е. адаптировать модель к реальному процессу. В этом случае модифицированные показатели интегрально отражают все особенности реального пласта и процессов, происходящих при их разработке.

3.2. МОДЕЛИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом ).

Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью . На рис. 19 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта . Перед фронтом фильтруется только нефть , а позади - только вода. В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

Модель непоршневого вытеснения (рис. 20). По схеме Баклея - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть , позади него - одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.

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.

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.

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).

АННОТАЦИЯ

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.

ABSTRACT

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.

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

, (1)

где: – накопленной объем отобранной из пласта нефти;

– начальный объем нефти в пласте;

– соответственно, объемные коэффициенты нефти при давлении и p 0 ;

– объемный коэффициент газа при p ;

– соответственно, объемы растворенного газа в единице объема нефти при начальном, текущем пластовом давлении и на поверхности.

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

, (2)

где: – соответственно, фазовые проницаемости по нефти и газу;

– суммарный газонефтяной фактор;

– соответственно, динамические вязкости нефти и газа.

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

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.

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.

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

интегральные характеристики вытеснения;
дифференциальные характеристики вытеснения.

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

Метод ТатНИПИ нефть основывается на следующих двух зависимостях разработки:

(3)

где: – соответственно, текущие дебиты нефти и воды;

– начальный амплитудный дебит всех пробуренных и введенных в действие скважин;

– соответственно, накопленные отборы нефти и жидкости;

– соответственно, потенциальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при неограниченном сроке разработке;– 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.

Далее, определив основные параметры разрабатываемого объекта по прямолинейным участкам кривых преобразованных фактических зависимостей, вычисляется фильтрационный параметр .

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.

References: