Фундаментальные исследования. Метод характеристик вытеснения камбарова Характеристики вытеснения

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:

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.

Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы :

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

Ко второй группе отнесены методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость типа накопленная добыча нефти - накопленный отбор жидкости. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой.

Характеристики вытеснения позволяют судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов разработки в безразмерном виде позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

В практике разработки нефтяных месторождений, наряду с другими методами, характеристики вытеснения используются для оценки эффективности мероприятий по совершенствованию систем разработки. Внесение изменений в систему разработки, связанных с вовлечением в активную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных пластов, отражается на форме характеристик вытеснения, поскольку меняется характер динамики обводненности продукции.

Эта особенность характеристик вытеснения используется в практике разработки нефтяных месторождений для количественной оценки мероприятий по повышению ее эффективности. Используемые в практике характеристики вытеснения можно разделить на два вида - интегральные и дифференциальные.

Интегральные характеристики вытеснения, как правило, устойчивы, слабо "реагируют" на случайные кратковременные изм енения процесса разработки месторождения, и меняют свою форму лишь при существенных изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.

Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, нефтесодержание в отбираемой продукции или водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательной обработки данных, "отсеивания" случайных факторов при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.

Надежность количественных оценок эффективности повышения нефтеотдачи пластов по характеристикам вытеснения в значительной степени зависит от достоверности представления геологического строения объекта разработки или его участка, величины запасов нефти, степени и характера их выработки, стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку месторождения или его участков, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий период. Различное сочетание этих основных факторов может оказывать существенное влияние на поведение характеристик вытеснения в процессе извлечения запасов нефти. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристики вытеснения для экстраполяции на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения гидродинамического метода повышения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте. Этим обстоятельством, по существу, и объясняется многообразие видов интегральных характеристик вытеснения, в зависим ости от конкретных условий и особенностей процесса выработки запасов нефти, может оказаться наиболее приемлемой.

Изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируемых запасов нефти (в тупиковых зонах, отдельных прослоях, линзах и т.д.), так и с перераспределением отборов жидкости и закачки воды по скважинам, т.е. гидродинамическое воздействие может оказывать влияние как на конечную, так и на текущую нефтеотдачу. Поэтому при оценке технологической эффективности мероприятий следует использовать результаты текущего геолого-промылового анализа с целью определения дополнительно вводимых в разработку запасов нефти в результате изменения системы воздействия, бурения самостоятельных скважин на отдельные прослои, линзы, тупиковые и слабодренируемые зоны. Поскольку величины запасов нефти в этих зонах обычно невелики по сравнению с общими запасами нефти объекта разработки, влияние ввода их в активную разработку может оказаться слабо заметным на форме характеристики вытеснения. В этих случаях объемы добычи нефти, полученные из дополнительно введенных в разработку балансовых запасов нефти, должны определяться отдельно и целиком отноститься к методу гидродинамического воздействия.

Для определения количественной оценки эффективности гидродинамических методов увеличения текущей и конечной нефтеотдачи могут использоваться характеристики вытеснения различного вида, основными из которых являются следующие:

1. Q ж /Q н =A+BQ в (предложена Назаровым С.Н. и Сипачевым Н.В.)

2. Q н =A+B/Q ж (предложена Камбаровым Г.С. и др.)

3. Q н =A+B/Q ж 0.5 (предложена Пирвердяном A.M. и др.)

4. Q н =A+B*Q ж c (предложена Казаковым А.А.)

5. Q н =A+B*q н /q в (предложена Черепахиным Н.А. и Мовмыгой Г.Т.)

6. Q н =А+В*lnQ ж (предложена Сазоновым Б.Ф.)

7. Q н =A+B*lnQ B (предложена Максимовым М.И.)

8. Lgn н =A+B lgQ ж

9. q н =q 0 *e (- а *t)

10. q н =q 0 /(l+b*t)

где Q н,Q в,Q ж - накопленная с начала разработки доб ыча нефти, воды, жидкости соответственно;

q н, q в, q ж - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки соответственно;

А, В, С, а, b - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных;

n н - среднегодовая доля нефти в добываемой жидкости;

q 0 - годовая добыча нефти за первый год рассматриваемого периода;

t- время, годы.

Интегральные характеристики вытеснения видов (2), (3), (6) и дифференциальные характеристики вытеснения видов (8), (9) и (10) являются наиболее простыми и удобными при "ручной" обработке данных для определения эффективности. Остальные виды характеристик вытеснения при обработке фактических данных для количественной оценки эффекта от МУН требуют гораздо больших объемов вычислений или использования методов подбора различных величин и коэффициентов.

На скважине № 3268 Акташской площади была проведена закачка в пласт Д1+Д1б2+3 терригенного девона целлюлозо-содержащего материала в объеме 617,1 м3.

Результаты расчета технологической эффективности от применения ЦСМ по скважине № 3268 Акташской площади с использованием характеристик вытеснения A.M. Пирвердяна, Г.С. Камбарова, Б.Ф. Сазонова представлены в табл. 3.2.1- 3.2.3 и в итоговой табл. 3.2.4-3.2.6, характеристики вытеснения на рис. 3.2.2-3.2.4. Эффект от проведенного мероприятия подсчитывался по четырем реагирующим добывающим скважинам 1356,1574,1918,2440,3558, по ниже приведенной методике.

Методика расчета состоит в следующем, расс мотрим на примере характеристики вытеснения вида Q н =A+B/Q ж (предложена Камбаровым Г.С). По приведенным на конец определенных промежутков времени рассматриваемого периода эксплуатации месторождения накопленной добычи нефти и накопленных отборов жидкости строится график в координатах накопленная добыча нефти (Q н) - обратная величина накопленного отбора жидкости (1/Q ж) (рис. 3.2.2).

На построенном графике проводится прямая, которая экстраполируется на прогнозный период и тем самым формирует показатели базового варианта. Отклонение фактических точек прогнозного периода от прямой линии используется для количественного определения эффекта от проведения МУН.

Для определения коэффициентов А и В уравнения, на прямой произвольно выбираются две точки на значительном расстоянии друг от друга (для повышения точности определения коэффициентов А и В уравнения). Подставляя значения Q н и 1/Q ж этих точек в уравнение получим систему из двух уравнений с двумя неизвестными. Найдя А и В находим вид уравнения прямой базового варианта. Используя данные о величине накопленных отборов жидкости на конец каждого интервала прогнозного периода, т.е. фактический отбор жидкости, по полученному уравнению определяется накопленная добыча нефти на конец каждого интервала времени прогнозного периода по базовому варианту. Разница между фактической накопленной добычей нефти и накопленной добычей нефти по базовому варианту представляет собой добычу нефти за счет воздействия на конец каждого года его реализации.

Методика использования других характеристик вытеснения аналогична приведенной выше.

Метод Г.С. Камбарова

Таблица 3.2.1

Дата		1 / Qж		ΣQн - ΣQнр
01.12.04		7,37514E-07
01.01.05	195026,00	7,35526E-07	195026,00
01.02.05	195073,00	7,33747E-07	195073,00
01.03.05	195130,00	7,31786E-07	195130,00
01.04.05	195191,00	7,2991E-07	195191,00
01.05.05	195254,00	7,27997E-07	195254,00
01.06.05	195315,00	7,27282E-07	195315,00
01.07.05	195370,00	7,27019E-07	195295,1513	74,85
01.08.05	195417,00	7,26394E-07	195315,0681	101,93
01.09.05	195470,00	7,25205E-07	195352,9231	117,08
01.10.05	195523,00	7,23922E-07	195393,8097	129,19
01.11.05	195563,00	7,2289E-07	195426,6646	136,34
01.12.05	195665,00	7,21929E-07	195457,2681	207,73
01.01.06	195706,00	7,20979E-07	195487,542	218,46
01.02.06	195739,00	7,20214E-07	195511,9219	227,08
01.03.06	195774,00	7,19271E-07	195541,9368	232,06
01.04.06	195954,00	7,17491E-07	195598,6492	355,35
01.05.06	196073,00	7,15768E-07	195653,5314	419,47
01.06.06	196114,00	7,14352E-07	195698,6294	415,37
01.07.06	196163,00	7,13415E-07	195728,4823	434,52
01.08.06	196203,00	7,1332E-07	195731,4973	471,50
01.09.06	196239,00	7,13223E-07	195734,6088	504,39
01.10.06	196277,00	7,13123E-07	195737,7841	539,22
01.11.06	196338,00	7,12952E-07	195743,2094	594,79
01.12.06	196433,00	7,12778E-07	195748,7615	684,24

Характеристика вытеснения по методу Г.С. Камбарова

Метод А.М. Пирвердяна

Таблица 3.2.2

Дата	Накопленная добыча нефти (факт), ΣQн, т	Отбор жидкости (факт), ΣQж, т	1 / ΣQж -0,5	Накопленная добыча нефти (база), ΣQнр, т	ΣQн - ΣQнр
01.12.04			0,000858786
01.01.05	195026,00		0,000857628	195026,00
01.02.05	195073,00		0,000856591	195073,00
01.03.05	195130,00		0,000855445	195130,00
01.04.05	195191,00		0,000854348	195191,00
01.05.05	195254,00		0,000853227	195254,00
01.06.05	195315,00		0,000852808	195315,00
01.07.05	195370,00		0,000852654	195295,3244	74,68
01.08.05	195417,00		0,000852287	195315,3187	101,68
01.09.05	195470,00		0,00085159	195353,3445	116,66
01.10.05	195523,00		0,000850836	195394,4509	128,55
01.11.05	195563,00		0,000850229	195427,5087	135,49
01.12.05	195665,00		0,000849664	195458,3225	206,68
01.01.06	195706,00		0,000849105	195488,8245	217,18
01.02.06	195739,00		0,000848654	195513,4028	225,60
01.03.06	195774,00		0,000848099	195543,6798	230,32
01.04.06	195954,00		0,000847048	195600,9418	353,06
01.05.06	196073,00		0,000846031	195656,4234	416,58
01.06.06	196114,00		0,000845193	195702,064	411,94
01.07.06	196163,00		0,000844639	195732,301	430,70
01.08.06	196203,00		0,000844583	195735,3559	467,64
01.09.06	196239,00		0,000844525	195738,5087	500,49
01.10.06	196277,00		0,000844466	195741,7266	535,27
01.11.06	196338,00		0,000844365	195747,2249	590,78
01.12.06	196433,00		0,000844262	195752,8524	680,15

Рис. 3.2.3 - Характеристика вытеснения по методу А.М. Пирвердяна

Метод Б.Ф. Сазонова

Таблица 3.2.3

Дата	Накопленная добыча нефти (факт), ΣQн, т	Отбор жидкости (факт), ΣQж, т	ln Qж	Накопленная добыча нефти (база), ΣQнр, т	ΣQн - ΣQнр
01.12.04			14,11998116
01.01.05	195026,00		14,1226805	195026,00
01.02.05	195073,00		14,12510113	195073,00
01.03.05	195130,00		14,12777719	195130,00
01.04.05	195191,00		14,13034466	195191,00
01.05.05	195254,00		14,13296888	195254,00
01.06.05	195315,00		14,1339512	195315,00
01.07.05	195370,00		14,13431332	195295,4972	74,50
01.08.05	195417,00		14,13517374	195315,5691	101,43
01.09.05	195470,00		14,13681114	195353,7666	116,23
01.10.05	195523,00		14,1385827	195395,0935	127,91
01.11.05	195563,00		14,14000853	195428,3554	134,64
01.12.05	195665,00		14,14133849	195459,3807	205,62
01.01.06	195706,00		14,14265586	195490,1125	215,89
01.02.06	195739,00		14,14371802	195514,8906	224,11
01.03.06	195774,00		14,14502723	195545,4319	228,57
01.04.06	195954,00		14,14750564	195603,2484	350,75
01.05.06	196073,00		14,14990993	195659,3358	413,66
01.06.06	196114,00		14,15188993	195705,5253	408,47
01.07.06	196163,00		14,15320276	195736,1511	426,85
01.08.06	196203,00		14,15333545	195739,2464	463,75
01.09.06	196239,00		14,1534724	195742,4412	496,56
01.10.06	196277,00		14,15361218	195745,702	531,30
01.11.06	196338,00		14,15385105	195751,2743	586,73
01.12.06	196433,00		14,15409556	195756,9783	676,02

0,7219 0,7127 195457,2 195748,7 207,73 684,24 207,73 476,51

скважины №3268 по методу Пирвердяна А.М.

Таблица 3.2.5

Результаты расчета дополнительной добычи нефти по очагу

скважины №3268 по методу Са зонова Б.Ф.

Таблица 3.2.6

Таким образом, при обработке одних и тех же фактических данных с применением трех различных видов характеристик вытеснения получились

примерно одинаковые значения.

Исходя из опыта расчёта дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения берётся среднее значение по 3 методикам расчёта

Так по скважине №3268 дополнительная добыча нефти составит

(684,24 + 676,02+671,86) / 3 = 677,4 т.

Результаты расчёта по остальным участкам скважин представлено в табл.3.2.7

Результаты расчёта технологической эффективности после применения метода ЦСМ на скважинах Акташской площади

Таблица 3.2.7

№№ скв.	Методика	Доп.
	Комброва,т	Сазонова,т	Первердяна,т	добыча за счёт метода,т
	684,24	676,02	671,86	677,4
	954,8	949,2	938,7	947,6
	856,7	855,2	852,7	854,9
		1026,7	1024,9	1026,5
ИТОГО				3506,3

Данная технология ЦСМ разработанная для нефт яных месторождений средней и поздней стадии разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти приемлема на Акташской площади по его геолого-физическим характеристикам и условиям разработки.

Внедрение технологии по закачке ЦСМ проводимые на Акташской площади по полученным результатам подтверждают перспективность сшитых полимерных систем для извлечения остаточной нефти на обводненных залежах. Результаты полученные на Акташской площади подтверждают высокую эффективность данной технологии в связи с достижением хороших показателей по дополнительной добыче нефти. Технология обработки скважин является простой и не требует переобустройства скважин и проведения каких-либо особенных исследований.

Пример расчета технологических параметров закачки ЦСМ на скважине № 3268 подтвердил, что при закачке не происходит осложнений по давлениям закачки.

На основании построенных характеристик вытеснения можно сделать вывод о том, что после проведения закачки ЦСМ добыча нефти увеличивается и прирост дополнительной добычи нефти с момента обработки по скважинам Акташской площади составил 3506,3 т. Данные результаты еще раз доказывают эффективность и перспективность технологии ЦСМ для обработки пласта для увеличения нефтеизвлечения.

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

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

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.

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

, (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.

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

, (2)

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

– 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 , 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:

(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 .

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.

References:

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).