Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

М.Л. Сургучев предложил метод изохрон обводнения. Данные по обводнению залежей и добыче нефти, обработанные методом изохрон обводнения, позволяют определить не только текущие коэффициенты нефтеотдачи и охвата заводнением залежи, но установить изменение этих показателей в процессе эксплуатации, а также дифференцировать их по зонам залежи от фронта обводнения до начала внутреннего контура нефтено

сности. Прогноз коэффициента нефтеотдачи и охвата пласта заводнением осуществляется путем экстраполяции графических зависимостей нефтеотдачи и коэффициента охвата от безразмерного времени (накопленная с начала разработки добыча жидкости, выраженная в процентах от начальных балансовых запасов нефти).

Объемные методы отличаются сложными и трудоемкими исследованиями; их точность в большей степени зависит от точности определения заводненных объемов и площадей.

К третьей группе относятся методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других. Под технологическими показателями разработки подразумеваются: добыча нефти, воды и жидкости текущая (QН, QВ, QЖ) или накопленная (VН, VВ, VЖ); начальные (НИЗ) или остаточные (ОИЗ) извлекаемые запасы нефти; начальные геологические запасы нефти (НГЗ). В большинстве случаев рассматриваемые методы отличаются друг от друга лишь взятыми за основу технологическими показателями и видом зависимости между ними; сущность каждого из них состоит в построении по накопленному за прошлые годы эксплуатации фактическому материалу характеристики вытеснения и экстраполяции ее на прогнозный период. Поэтому среди исследований в этом направлении справедливее выделить не «методы», а «способы прогноза», относящиеся к общему методу, основанному на экстраполяции фактической кривой. Однако в отечественной литературе бытует название «методы характеристик вытеснения», как раз относящиеся к рассматриваемой третьей группе.

Метод постоянного процентного падения. Это был первый метод, где предполагалось, что по истечении первоначального периода эксплуатации добыча по скважине в дальнейшем будет падать ежегодно (ежемесячно) на постоянную величину, выражающуюся в определенном процентном отношении к добыче первого года.

Метод кривых процентного падения. Этот метод базируется на кривой процентного падения, которая представляет добычу в последовательные единицы времени; она выражена в процентном отношении к добыче за первоначальную единицу времени, принятую за 100. Будущая добыча определяется продолжением этой кривой.

Практика показала, что использование этих двух методов может привести к крупным ошибкам при вычислении будущей добычи нефти.

Методы, основанные на построении кривой падения добычи (производительности). Кривая падения добычи представляет зависимость дебита скважины от времени разработки. Основной принцип, лежащий в основе этих методов, состоит в том, что падение добычи скважины в среднем достаточно равномерно и поэтому можно продолжать кривую с целью определения будущей добычи скважины. Однако кривая падения добычи может применяться только для скважин, эксплуатация которых будет производиться в будущем теми же способами. Экстраполируя кривую падения добычи, получаем объем добычи каждого следующего года до того периода, когда экстраполяция достигает предела рентабельности. Сумма предполагаемых объемов годовой добычи нефти, включая год предела рентабельности, и составит будущую добычу на весь период. Кривые падения добычи могут строиться не только для скважин, но и для отдельных участков.

Ниже рассмотрим наиболее распространенные в отечественной практике методы прогноза процесса обводнения и нефтеотдачи пластов, основанные на построении характеристик вытеснения нефти водой [4].

2.2 Прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи пластов с помощью характеристик вытеснения нефти водой

По определению М.И. Максимова под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет производить прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи на будущей период.

Метод И.А. Чарного. В 1943 г. И.А. Чарный отмечал, что для оценки промышленных запасов нефтяных месторождений может быть использована связь между текущим дебитом всего месторождения в данный момент (Qж) и суммарный количеством извлеченной жидкости, накопленной с начала разработки (Vж). Указанную зависимость можно представить в следующим виде:

(1)

то есть в координатах она должна выполаживаться в прямую линию с угловым коэффициентом и отрезком, отсекаемым на оси ординат – b. Значение отрезка характеризует начальный извлекаемый запас нефти.

Метод С.Н. Назароа, Н.В. Сипачева. Авторы работы предложили использовать метод определения начальных извлекаемых запасов нефти, основанный на построении зависимости

Vж/Vн=b+a*Vв, (2)

где а – угловой коэффициент прямой;

b – отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Преобразовывая (1), можно получить:

Vн =, (3)

При VВ, стремящемся к бесконечности, VН стремится к 1/α. Таким образом, величина, обратная угловому коэффициенту прямой, характеризует величину начальных извлекаемых запасов нефти.

Основное допущение метода состоит в предположении, что накопленное за весь период разработки воды намного больше величины b-1. Данный метод в подавляющем большинстве дает заниженные значения коэффициентов нефтоотдачи.

Метод Г.Т. Мовмыги, В.М. Найденова. Авторы методики указывают, что при высокой обводненности нефти (больше 85–90%) наблюдается линейная зависимость между суммарным отбором нефти, и содержанием нефти в продукции

nН=А+ВVН, (4)

где А и В-постоянные коэффициенты, рассчитываемые по опытным данным эксплуатации.

Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле

НИЗ=(5)

где nК – заданный конечный процент содержания нефти.

Преобразовывая (4), получим

(6)

где nв – доля воды в потоке жидкости.

Таким образом, в координатах 1/nВ-VН получим прямую линию, экстраполяция которой может быть использована для прогноза показателей разработки.

Метод М.Б. Назаретова. Автором метода в качестве уравнения, описывающего различные стороны процесса обводнения, было предложено уравнение равнобочной гиперболы с асимптотами, параллельными осям координат:

(7)

где 3 – балансовый запас пласта.

Величины VВ и VН вычисляются в процентах от балансовых запасов нефти, m и n – постоянные коэффициенты, определяемые по фактическим данным эксплуатации. Уравнение (7) имеет следующий физический смысл. Функция в числителе выражает нарастание темпов отбора воды по мере уменьшения запасов нефти. Знаменателем является функция истощения запаса пласта 3. Метод позволяет определять текущую обводненность в зависимости от величины отборов запасов нефти.

 Скачать реферат