Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

2. Методы прогнозирования показателей разработки

Существующие методы прогноза делятся на гидродинамические и эмпирические.

Гидродинамические методы прогнозирования основаны на вероятностной модели пласта. Положительными аспектами этих методов являются точные результаты начальной стадии разработки и возможност

ь прогнозирования процесса разработки при изменении системы разработки. К недостаткам можно отнести большие расхождения расчетных и физических показателей разработки на поздней стадии разработки и громоздкость расчетов.

Эмпирические методы можно разделить на адаптационные геолого-промысловые модели и графоаналитические методы.

Сущность адаптационных геолого-промысловых моделей заключается в обобщение опыта разработки группы аналогичных объектов, которые имеют определенные вариации геолого-физических и технологических характеристик.

Графоаналитические (промыслово-статистические) методы используют зависимости одних технологических показателей разработки от других. Эти методы основаны на построение по накопленному за прошлые годы эксплуатации фактическому материалу характеристик вытеснения и экстраполяции их прогнозный период. Графоаналитические методы обладают следующими преимуществами: во-первых, они основаны на обработке фактического материала эксплуатации, что в какой то степени увеличивает надежность получаемых результатов; во-вторых, они позволяют интегрально учитывать геологические особенности строения пласта и некоторые технологические особенности разработки; так же необходимо отметить простоту их применения. Говоря о преимуществах, следует отметить, что прогнозирование, используя графоаналитические методы, возможно только на поздней стадии разработки месторождения, поскольку необходимо фактический материал и то, что эти методы неэффективны для прогнозирования при изменении системы разработки, при контроле и регулировании.

Существует около 50 способов графоаналитической оценки показателей разработки. Они подразделяются на интегральные и дифференциальные.

Интегральные характеристики вытеснения слабо реагируют на случайные кратковременные изменения процесса разработки месторождения и меняют свою форму лишь при существующих изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.

Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательной обработки данных при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов [4].

2.1 Классификация эмпирических методов прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи пластов

Существующие эмпирические методы прогноза могут быть разделены на три большие группы. К первой группе относятся методы, основанные на выявлении закономерностей, полученных в результате анализа фактических данных по месторождениям, и прогнозировании по ним процесса обводнения и нефтеотдачи других новых месторождений, геолого-физические свойства и некоторые показатели разработки которых схожи с анализируемыми.

Эти методы в свою очередь можно подразделить на три подгруппы.

1. Исследования, в которых, как правило, использовали аппарат регрессионного анализа, а также метод адаптации и обучения с последующим распознанием образов. В результате этих исследований устанавливается эмпирическая зависимость нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки. Указанную зависимость используют для прогнозирования новых месторождений. Подобные методы широко распространены в нашей стране и за рубежом.

2. Ко второй подгруппе относятся исследования, основанные на детальном изучении опыта разработки большого числа нефтяных месторождений, которые позволили создать ряд важных приближенных практических правил для прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи. К ним относятся исследования В.Н. Щелкачева, Г.Л. Говоровой, М.М. Ивановой, О.И. Дорохова, Е.Т. Гереро, Р.С. Эрлафера и др.

3. Третья подгруппа включает методы прогноза, основанные на законе «одинаковых предположений». В 1918 году Льюис и Билл выдвинули закон одинаковых предположений, который позднее был научно обоснован Л.С. Лейбензоном и сформулирован в следующем виде: если две скважины в течении 2–3 лет имеют одинаковый дебит, то и в дальнейшем их дебиты будут уменьшаться одинаково.

Закон позволяет при отсутствии достаточного количества данных о прошлой добыче скважин участка определить объем добычи в будущем на основании данных о прошлой добыче других скважин, которые давали раньше в приблизительно равных условиях одинаковую с первыми добычу. Как естественные, так и искусственные условия на разных площадях значительно варьируют, однако многие из них остаются приблизительно одинаковыми для: скважин одного и того же участка, участков одного и того же объекта разработки даже различных объектов разработки.

Первым методом прогнозирования добычи нефти, основанным на этом законе, был метод кривой средней производительности. Кривая средней производительности строится путем обобщения эксплуатационных сведений о достаточном количестве скважин или участков. Метод заключается в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам и последующем осреднении этих кривых. Метод кривой средней производительности явился основой для создания современных методов прогноза, базирующихся на законе «одинаковых предположений». К ним относятся методы Б.Т. Баишева, В.Г. Оганджанянца, В.В. Исачева, В.Ф. Усенко, Б.В. Щитова, И.Г. Пермякова и др.

И.Г. Пермяковым рассматривается возможность прогноза показателей как в целом по залежи, так и по отдельным скважинам при помощи построения «кривых производительности» в зависимости от времени разработки. Прогноз суммарной добычи нефти предлагается проводить с помощью интегральных кривых: дебит – накопленная добыча нефти (VН). Прогноз обводнения проводится по кривым нарастания обводненности nВ=f(VН), а также при помощи кривых изменения обводненности от степени использования абсолютных запасов нефти nВ=f(VНабс).

В.Ф. Усенко и Б.В. Щитов предложили пользоваться зависимостями

VН/QНmax=f(nВ) и ВНФ=f(nВ),

построенными для отдельных скважин месторождения (здесь VН и QН max – накопленная и максимальная добыча нефти, ВНФ – водонефтяной фактор, nВ - текущая обводненность продукции). Осреднением характеристик вытеснения по достаточно представительной группе скважин получают интегральную кривую, экстраполяция которой и используется для прогнозирования процесса обводнения нефтяного объекта в целом. Чтобы избежать погрешностей при экстраполяции осредненной кривой, метод целесообразно использовать на поздней стадии разработки.

Ко второй группе эмпирических методов относятся так называемые объемные методы прогнозирования процесса обводнения и текущей нефтеотдачи. Заводненный объем пласта определяется на основании исследований положения и продвижения водонефтяного контакта. По найденной величине заводненного объема пласта и известным запасам нефти, приходящимся на этот объем, определяется текущий коэффициент нефтеотдачи заводненной зоны на различные даты исследования. Используя при этом закономерности выработки запасов, можно составить прогноз дальнейшего роста нефтеотдачи и процесса обводнения нефтяной залежи. Объемные методы широко использованы в работах Ю.П. Гаттенберга и М.М. Брыкиной, М.Л. Сургучева, О.К. Обухова и др. Так, Ю.П. Гатенбергер и М.М. Брыкина для оценки текущей и прогнозирования конечной нефтеотдачи предлагают пользоваться двумя графическими зависимостями: зависимостью коэффициента нефтеотдачи заводненной зоны от степени выработки запасов нефти и от объема этой заводненной зоны, выраженного в долях объема всей залежи.

 Скачать реферат