Характеристики витіснення нафти вибір методів. За характеристиками витіснення

Останнє повідомлення

Kot_86 35 6

Гру 13

Вітаю.
Я студент. Для загального розвитку та підготовки до курсового проекту хочу спрогнозувати показники родовища на 5 років. Обчислення виконую в Excel.
Наскільки я зрозумів це (прогноз показників родовища на короткостроковий період) можливо здійснити за допомогою характеристик витіснення.
Хочу, щоб Ви підказали мені, чи в правильному напрямку я думаю.
У чому суть питання:
Є дані по родовищу (дані реальні; показники від самого початку розробки (з 1976 року); дані дано за кожен місяць аж до жовтня 2013 року), а саме: видобуток нафти, видобуток води, обводненість, накопичений видобуток нафти, накопичений видобуток води.
Візьмемо одну характеристику витіснення (при розрахунках, само собою, братиму кілька), наприклад, І. І. Абизбаєва ln (Qн (t)) = a + b * ln (Qж (t)). Підставляємо наші дані (в даному випадку накопичений видобуток нафти та накопичений видобуток води) для розрахунку логарифмів. Будуємо графік залежності ln(Qн(t)) від ln(Qж(t). Додаємо на графік лінію тренда (лінійну) та рівняння для лінії тренду. Отримуємо рівняння виду y=0,006*x+1,985 (наприклад). коефіцієнти a і b ми отримали.
1) Що потрібно для отримання прогнозу?
Наскільки я зрозумів, необхідно від початку зробити прогноз для Qж: побудувати графік Qж від t, додати ту саму лінію тренда, отримати рівняння виду Qж=a+b*t. Підставляючи необхідні t – отримуємо прогнозне значення для Qж.
Потім, коли є прогноз для накопиченого видобутку рідини і є рівняння ln(Qn(t))=a+b*ln(Qж(t)) легко отримуємо прогноз для накопиченого видобутку нафти.
Це буде правильне рішення?
2) Щодо ліній тренду. Правильніше буде будувати лінію тренда з самого початку розробки або з деякого моменту часу t, де ця для цієї лінії тренду точність апроксимації буде близька до 1 (у тому ж Excel, побудувавши графік, можна побудувати лінію тренда, відобразити рівняння цієї лінії і тут а відобразити коефіцієнт апроксимації R^2)?

Ніяких прикладів/методичних посібників для моєї роботи в інтернеті я не знайшов. Просто хочу зрозуміти, чи правильно я роблю.
P.S. Розумію, що на цьому форумі вирішують куди складніші завдання, проте прошу допомогти в цьому питанні. Буду дуже вдячний за будь-яке роз'яснення/критику тощо.

учасників

RomanK. 2161 11

Для студентської роботи рекомендую встановити режим постійного Qж на прогноз. Логарифм від накопиченої я рекомендую не використовувати з огляду на довгу історію розробки в накопиченому видобутку теперішнього часу буде складно простежити динаміку видобутку нафти. А тут ще й логарифм додатково змаже. Подивися і вибери будь-яку диференціальну характеристику витіснення, наприклад обводненість від накопиченого видобутку нафти (низька в'язкість нафти до 2 сП), логарифм від обводненості від накопиченого видобутку нафти при середній в'язкості і обводненість від логарифму. накопиченого видобутку нафти. Диференціальні показники вимагають ітеративного розрахунку, т.к. дебіт нафти залежить від обводненості, а обводненість від накопиченого видобутку нафти. Але ексель легко впорається з ітеративними обчисленнями. Далі продовжуй розрахунок до досягнення 98% обводненості. Вважай економіку та на захист.

Antalik 1514 13 Kot_86 35 6

Дякую Вам усім величезне. Не думав що так оперативно дадуть мені відповідь.
Сьогодні вже немає можливості сісти за розрахунки. Завтра обов'язково спробую.
Якщо знову виникнуть питання – повернуся до Вас.
Ще раз дякую

Kot_86 35 6

Знову вітаю.
Виникли питання щодо Petroleum Office. Так як ніколи не мав можливості попрацювати в даній програмі, при відкритті файлу, прикріпленого вище, відразу виникло питання з приводу позначень.
Q liquad - добовий видобуток рідини
Q oil - добовий видобуток нафти
WCT обводненість
Q prod – видобуток нафти за рік
Cum Q - накопичений видобуток нафти
RF - відбір вилучених запасів
STOIP - початкові видобуті запаси
Я все правильно зрозумів?
Не могли б Ви пояснити мені дані графіки (їх суть). Просто поки що я не зовсім розумію, для чого вони.

AlNikS 872 11

Ще один момент при використанні характеристик витіснення логічно брати не весь період розробки з бородатого року, а деякий період, що передує прогнозному з відносно стабільною системою розробки (немає переформування системи заводнення, немає активного дорозбурювання).

Kot_86 35 6

Тобто. я правильно робив, коли будував лінію тренда для прогнозу показника з деякого моменту часу t і отримував точність апроксимації близьку до 1.
З цим начебто стало зрозуміло.
Тепер хочу розібратися в Petroleum Office і зробити прогноз як щодо диф.характеристики витіснення, так і за допомогою того методу, який дав мені Antalik

Antalik 1514 13

Kot_86 - все правильно за позначеннями.

RomanKпише:

Диференціальні показники вимагають ітеративного розрахунку, т.к. дебіт нафти залежить від обводненості, а обводненість від накопиченого видобутку нафти. Але ексель легко впорається з ітеративними обчисленнями.

Ось це й зроблено. Графіки це просто залежність одного показника від іншого, задані як таблиця значень, які використовуються для інтерполяції. Я їх просто вбив "по пам'яті".

Накладіть свої історичні дані WCT vs RF на цей графік – і свій тренд проведіть.

З Qж від WCT мені здається я намудрив, можна напевно в першому наближенні залишити постійним.

Kot_86 35 6

Спасибі вам велике. Начебто все зрозумів.

Aleksander 231 7

ще потрібно пам'ятати, що для нормального розрахунку прогнозний період не повинен перевищувати половини періоду історії розробки, який ви взяли за основу для прогнозування. тобто якщо ви берете останні 10 років історії, то прогноз робіть на 5 років.

Гоша 1183 13

alex_stanпише:
ще потрібно пам'ятати, що для нормального розрахунку прогнозний період не повинен перевищувати половини періоду історії розробки, який ви взяли за основу для прогнозування. тобто якщо ви берете останні 10 років історії, то прогноз робіть на 5 років.

Іноді і половина - може бути забагато. Але це вже суб'єктивний вибір щодо ситуації.
Якщо прогноз буде інтервальним, то в часі інтервал "від до" буде розширюватися, тоді, для ухвалення рішення, потрібно поставити максимально допустиме відхилення в % від базового прогнозу => отримуємо межу прогнозування в часі.

Ну і за відсутності інших більш резонних доводів зробити щось на кшталт "blind test": вибираючи з кількох характеристик, як порадили вище, для припасування тренду взяти "відносно стабільну" ділянку, починаючи з моменту t1, і закінчуючи моментом t2, а потім зробити тестовий прогноз від t3 до t4 і взяти ту характеристику, яка краще зійдеться з тестовим періодом історії.

Kot_86 35 6

Вітаю. Лише сьогодні дійшли руки до комп'ютера. Вирішив знову сісти за розрахунки і... знову завис.
Знову виникло кілька питань:
1) Було запропоновано встановити режим постійного Qж на прогноз. Тобто. постійний видобуток рідини на рік, я правильно зрозумів? Чи використовувати це для всіх характеристик витіснення?
2) Диференціальні показники витіснення. Ніде не зміг знайти якийсь перелік диф.характеристик. Чи не могли б Ви допомогти?
P.S. Щодо Petroleum Office: скачав, встановив. При спробі щось змінити / порахувати Excel вилетів. На цьому поки що моє знайомство з цим доповненням закінчилося:)

Aleksander 231 7

Kot_86пише:
Вітаю. Лише сьогодні дійшли руки до комп'ютера. Вирішив знову сісти за розрахунки і... знову завис. Знову виникло кілька питань: 1) Було запропоновано задати режим постійного Qж на прогноз. Тобто. постійний видобуток рідини на рік, я правильно зрозумів? Чи використовувати це для всіх характеристик витіснення? 2) Диференціальні показники витіснення. Ніде не зміг знайти якийсь перелік диф.характеристик. Чи не могли б Ви допомогти? P.S. Щодо Petroleum Office: скачав, встановив. При спробі щось змінити / порахувати Excel вилетів. На цьому поки що моє знайомство з цим доповненням закінчилося:)

1) так
2) насправді будь-яка характеристика витіснення у явному чи неявному вигляді може бути представлена в інтегральній чи диференціальній формі. А на практиці при створенні моделей для розрахунків більша перевага надається інтегральним кривим, оскільки вони менш схильні до впливу змін системи розробки.
Kot_86 35 6

І знову питання (я ще тільки вчуся, багато чого не розумію (але намагаюся виправитися), тому відразу ж перепрошую за, можливо, дурні питання):
1) Припустимо Qж протягом року взяв постійної. Але є показники витіснення, де застосовуються або одночасно 3 параметри (А.В.Давыдов), або фігурує Qж зовсім (М.И.Максимов). В обох випадках прогноз по накопиченому видобутку рідини я можу зробити (бо Qж за рік - константа), але не можу спрогнозувати Qв і Qн. Qн залежить від Qж і Qв, а Qв від обводненості. Як бути?
2) Використовуючи кілька характеристик отримав різні показники. Зрештою взяти середнє за ними?

Aleksander 231 7

1) якщо коротко теорію дивись по існуючої класифікації характеристики витіснення поділяються на криві обводнення і падіння. Численні криві обводнення це залежності між накопиченими відборами нафти, води та (або) рідини або залежності між накопиченими відборами та обводненістю продукції. Криві обводнення характеризують процес обводнення свердловин (ділянки) залежно від накопиченого видобутку рідини. Ці методи неможливо знайти використані під час видобутку безводної нафти.
Криві падіння видобутку характеризують залежності поточного відбору нафти від часу, а також залежності між поточними і накопиченими відборами нафти. Ці характеристики також призначені для оцінки ефективності технології підвищення нафтовіддачі пластів та технології інтенсифікації видобутку нафти за певний період падіння видобутку у часі. Криві падіння характеризують зміну видобутку нафти у часі.
Широко відомі методи характеристик витіснення поділяються на двох та трьох параметричні. Назва методу відповідає числу невідомих параметрів, необхідних його реалізації. Для реалізації двопараметричних методів достатньою є або інтегральна, або диференціальна форма. Для реалізації трипараметричних методів необхідна побудова та інтегральних та диференціальних характеристик.
на мою думку все зрозуміло.
2) бери ту за якою коеф. кореляції ближче до 1,000.

Kot_86 35 6

Начебто ситуація знову роз'яснилася.
Велике вам дякую!
Завтра знову приступлю до роботи.

Kot_86 35 6

Ще одне невелике питання: де можна подивитися всі відомі характеристики витіснення? Як інтегральні, і диференціальні.
P.S. При розрахунках використав методичний посібник Жданова. Там багато характеристик, але ніде не дано позначення, що використовуються у формулах.
P.S.S. Шукав і на цьому форумі. Знайшов лише посилання на РД, в якому їх близько 14.

Kot_86 35 6

І ще: порахував за 7 характеристиками.
Але хочу взяти ще кілька, скажімо, Назаров-Сіпачов Qж/Qн=a+ b*Qв. Прогноз щодо Qж є. Коефіцинти a та b теж є. Як тепер зв'язати це і порахувати Qн і Qв не зрозумію...
Теж саме з характеристиками витіснення Французького нафтового інституту (Qв/Qн=a+b*Qн де прогноз Qж, виходить, нічого не дає), Говорова-Рябініна тощо.
І ще питання: чому власне можна для розрахунків задавати постійний Qж на прогноз? Тобто. це просто можна теоретично припустити? Якого обґрунтування цьому немає?

Aleksander 231 7

чому ж є. У разі механізованого видобутку нафти, наприклад, за допомогою ЕЦН. Кожен ЕЦН має свою характеристику - номінальний дебіт чи продуктивність (м3/сут). звідси і Qж = const

Kot_86 35 6

Про це й забув зовсім. Дякую!
Залишилось із характеристиками розібратися.

Milanisto 61 8

Пам'ятаю у студентстві також курсач вважав за хар. вит, правда в MathCad. Там ось у чому проблема була: прогноз виходив дуже не точний, за рахунок не послідовних показників розробки. Виявилося, що на той час за старою геологічною моделлю це був єдиний об'єкт, а зараз за даними буріння модель уточнили і розбили на 3 (!) блоки. Так буває.

FullChaos 875 12

Ще невелика порада: відкотіться в часі на кілька років і на кінець того періоду вважайте характеристики. Тим самим, з урахуванням наступної історії Ви зможете перевірити коректність ваших обчислень.

Мамонт 251 11

Якщо є хороша історія розробки, то я порадив би використовувати залежність між водонафтовим фактором і накопиченим видобутком нафти. Відкриваєте Excel, та
1. Складаєте таблицю з колонками видобутку нафти та води за періоди (бажано по місяцях).
2. За значеннями видобутку нафти та води по місяцях будується графік, вертикальна вісь якого має логарифмічний масштаб. На вертикальну вісь відкладаються значення водонафтового фактора, видобутку нафти та рідини за період, а на горизонтальній осі значення накопиченого видобутку нафти.
3. На графіку кривої водонафтового фактора визначається стабільна, прямолінійна ділянка за якою визначається залежність водонафтового фактора від накопиченого видобутку нафти (Excel сам знаходить формулу):
WOR = a * EXP (b * Npt)
Де:
WOR - водонафтовий фактор;
а, b – коефіцієнти логарифмічної залежності;
Npt - накопичений видобуток нафти на момент визначення водонафтового фактора.
4. Залежно між водонафтовим фактором та накопиченим видобутком нафти визначається прогнозний видобуток нафти. При досягненні водонафтового фактора значення 50, що відповідає 98% обводнення, накопичений видобуток відповідатиме запасам. Ці запаси повинні бути близькі до затверджених запасів. Якщо вони сильно розходяться з затвердженими запасами, то треба перераховувати запаси або переглядати систему розробки.
5. Далі необхідно знайти логарифмічну залежність між значенням водонафтового фактора і значенням запасів, що видобуваються, по прямій лінії. Координати початковою точкою цієї лінії будуть відповідати останнім фактичним значенням водонафтового фактора і накопиченого видобутку, а координати кінцевої точки відповідатимуть значенням водонафтового фактора 50 і кінцевим запасам нафти (затвердженим або оцінним).
6. За цією залежністю визначаються коефіцієнти логарифмічної залежності водонафтового фактора від накопиченого видобутку нафти а і b та розраховуються прогнозні значення водонафтового фактора:
WOR = a * EXP (b * Npt).
7. Знаючи прогнозні значення водонафтового фактора, розраховується базовий видобуток нафти та води прогнозного періоду.
8. При зміні видобутку рідини (збільшення за рахунок заходів, зменшення за рахунок зупинки обводнених свердловин) прогнозний видобуток нафти визначатиметься за прогнозним значенням ВНФ.
Взяв із журналу «Вісник ЦКР» № 3 2013 рік.

RomanK. 2161 11

М = 1.0 (легка нафта)

М = 10.0 (середні в'язкості)

M = 100 (висока в'язкість нафти)

І ось випадок мого родовища, в якому після 90% обводнення відбувається різке зниження запасів нафти або як там пишуть аналізатори. І тут хороша, надійна лінія від 20% до 80% обводненості, далі немає сенсу продовжувати.

mishgan 130 12

RomanK.пише:
Часто використовую LN(ВНФ) від Q-нафти.
З радістю представляю теоретичні лінії щодо різних співвідношень рухливості. Я б не рекомендував для малов'язких нафт використовувати цю характеристику витіснення. Також не рекомендую використовувати для визначення запасів за 100% обводнення.

Ти маєш на увазі, що по LN(ВНФ) від Qнафти не варто визначати запаси при 100% обводненості?)) так по ній запаси при 100% обводненості радісно йдуть у нескінченність. Народ відсікає по 50 (типу 98% обводненості), але те, що вона буде пряма саме до 98% обводненості це якраз і ніфіга не очевидно ... Але народ завзято завищує запаси)) В абсолюті як би не дуже набагато, але якщо порівнювати залишкові видобуті запаси для обводненості відсотків у 70-80, то помилка в залишкових видобутих може і в 2 рази бути...

RomanK. 2161 11

Привіт товариш! Під відсічкою 50, ти, мабуть, маєш на увазі LN(49)=3.892, на графіках моїх це помаранчева, пунктирна лінія. Під 100% я справді пролетів, там 99.99%. Імовірну помилку видно на останньому графіку.
Якщо продовжувати з обводненості 80% до помаранчевої межі - це приблизно 14 тис.тонн, хоча справді трохи менше 12 тис.тонн. Адже найчастіше за характером кривої судять про "зміни в розробці або проведені заходи".

Я хочу відзначити задирання "хвоста" вгору (фіктивне скорочення запасів) для легких нафт

Мамонт 251 11

Цікаві графіки.

mishgan 130 12

Мамонтпише:

Чому лінія ВНФ загинається вгору (знижуючи запаси) за досить не високого (70-80%) обводнення?
...
Продовжимо їх, ну, хоча б до значення ВНФ, що дорівнює 20. Найбільший накопичений видобуток нафти складе при М=1. Найменша за М=100.

я теж спочатку не помітив, що це не log шкала, а реально взятий логарифм від ВНФ)

RomanK. 2161 11

Мамонтпише:
Цікаві графіки.
Чому лінія ВНФ загинається вгору (знижуючи запаси) за досить не високого (70-80%) обводнення? Логіка (я б сказав, мистецтво) в іншому – не дати зігнутися цій лінії.
Мені здається, що чим легша нафта, тим вона рухливіша і, тому, більш вилучена, про що свідчать і Ваші графіки. Давайте подумки продовжимо прямолінійний ділянку всіх трьох графіках (М=1;М=10; М=100). Продовжимо їх, ну, хоча б до значення ВНФ, що дорівнює 20. Найбільший накопичений видобуток нафти складе при М=1. Найменша за М=100.
Щодо запасів при 100% обводнення. Можливо, є сенс зупинити всі свердловини, що обводилися, і залишити тільки ті продукція, яких відповідають базовому значенню ВНФ.
Інше питання – як це зробити? Але це вже тема іншої розмови.

mishgan 130 12

Рома, я трохи про інше говорив. Прогнозування по прямій Ln(ВНФ) =a + b*Qн не дуже фізично, тому що при 100% обводненості Ln(ВНФ) спрямовується в нескінченність, що призводить до невизначеності в запасах, що видобуваються в принципі. Вводяться штучні обмеження щодо Ln(ВНФ), типу Ln(49), але, як правило, це все призводить до завищення запасів, що ти і показуєш (14 за прогнозом проти 12 за "фактом"). А якщо ми і користуємося такими характеристиками, то, як правило, перебуваємо на етапі з пристойною обводненістю. Наприклад, перебуваючи в точці з обводненістю 75% (Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) і маючи залишкові запаси, що витягуються запаси (12-9=3 т.т), прогноз по лінійній залежності покаже залишкові запаси 14-9 = 5 т.т. Нефігова така помилка...

DimA1234 253 12

Користую логарифм ВНФ від накопиченої нафти та накопичена нафта від накопиченої рідини.

Якщо Vн від Vж можна описати логарифмом (виходить Сазонов), то вважаю НИЗ за такою формулою. Якщо не можна – вважаю руками в екселі.

RomanK. 2161 11

mishganпише:
Рома, я трохи про інше говорив. Прогнозування по прямій Ln(ВНФ) =a + b*Qн не дуже фізично, тому що при 100% обводненості Ln(ВНФ) спрямовується в нескінченність, що призводить до невизначеності в запасах, що видобуваються в принципі. Вводяться штучні обмеження щодо Ln(ВНФ), типу Ln(49), але, як правило, це все призводить до завищення запасів, що ти і показуєш (14 за прогнозом проти 12 за "фактом"). А якщо ми і користуємося такими характеристиками, то, як правило, перебуваємо на етапі з пристойною обводненістю. Наприклад, перебуваючи в точці з обводненістю 75% (Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) і маючи залишкові запаси, що витягуються запаси (12-9=3 т.т), прогноз по лінійній залежності покаже залишкові запаси 14-9 = 5 т.т. Нефігова така помилка...

Я зрозумів. Справді, якщо оцінювати "залишкові запаси" за високої обводненості, цей проклятий хвіст може неконтрольовано (кратно, чому б і ні?) збільшити запаси. Гарне зауваження.

mishgan 130 12

Мамонтпише:

У цій темі ми говоримо про прогноз показників розробки. Головна моя думка полягає в тому, що я пропоную прогнозувати рівні видобутку строго за прогнозним значенням ВНФ (при тому чи іншому обсязі видобутку рідини), слідуючи прямим шляхом до запасів (але це не означає, що немає інших прийомів).

Мамонт 251 11

RomanK.пише:
Мамонтпише:
Цікаві графіки.
Чому лінія ВНФ загинається вгору (знижуючи запаси) за досить не високого (70-80%) обводнення? Логіка (я б сказав, мистецтво) в іншому – не дати зігнутися цій лінії.
Мені здається, що чим легша нафта, тим вона рухливіша і, тому, більш вилучена, про що свідчать і Ваші графіки. Давайте подумки продовжимо прямолінійний ділянку всіх трьох графіках (М=1;М=10; М=100). Продовжимо їх, ну, хоча б до значення ВНФ, що дорівнює 20. Найбільший накопичений видобуток нафти складе при М=1. Найменша за М=100.
Щодо запасів при 100% обводнення. Можливо, є сенс зупинити всі свердловини, що обводилися, і залишити тільки ті продукція, яких відповідають базовому значенню ВНФ.
У цій темі ми говоримо про прогноз показників розробки. Головна моя думка полягає в тому, що я пропоную прогнозувати рівні видобутку строго за прогнозним значенням ВНФ (при тому чи іншому обсязі видобутку рідини), слідуючи прямим шляхом до запасів (але це не означає, що немає інших прийомів). Інше питання – як це зробити? Але це вже тема іншої розмови.

Я вас трохи розчарую, запаси у всіх графіках однакові = 12 тис.тонн, не всі варіанти я дотяг до 99% обводненості, але можу і зробити (я ілюстрував дещо інше, і для ілюстрації це повна картина). Тож як не продовжуй, більше 12 тис.тонн фізично видобути неможливо. Просто як день – нема нафти. Тому щось продовжувати і винаходити запасів, яких немає, не варто. Мішген вірно каже, всі ці графіки будуть асимптотично належати до цифри 12, але ніколи не перетинати її.

Чому LN(ВНФ) не лінія? А чому вона має бути лінією? Я показав синтетичні криві, з яких ясно видно, які інтервали можна приймати лінійними, а які ні.

Про базові значення ВНФ ви вже пробували описати – дійсно зрозуміти дуже складно, що ви маєте на увазі.

А ваша пропозиція щодо прогнозування показників розробки та питання як це робити.
Ну як би за вікном 2014, все вже придумано до нас. Власне мої ілюстрації і є відлуння вже реалізованого, випробуваного та успішно забутого аналітичного прогнозування.

Ми говоримо про різні овочі. Дякую Мішген. Ваша фраза «Часто використовую LN(ВНФ) від Qнафти» жодного відношення до характеристики про яку я говорю не має. Спробуйте зробити графік, вертикальна вісь якого матиме логарифмічний масштаб, а горизонтальна звичайний масштаб. На вертикальну вісь нанесіть значення ВНФ (не логарифм від ВНФ), а горизонтальну вісь значення накопиченого видобутку нафти. Ви отримаєте щось жахливе або досить пряму лінію (залежно від якості інформації, що надходить). Знайдіть стабільну ділянку на цій лінії та формулу цієї лінії. Втім, все це я писав вище. Як вставити графік?
RomanK. 2161 11

Мішген, відразу видно досвідчену людину. Цілком згоден з тобою.
Наведені мною ілюстрації показують характеристику витіснення одного, замкнутого елемента (ділянки розробки). Насправді підсумкова характеристика витіснення це сума характеристик витіснення, якщо наприклад розкласти підсумкову ХВ, на складові можна побачити компоненти.
Наприклад, я аналізував буріння по роках і підсумкова характеристика витіснення в логмасштабі була лінійна, що призводила до нібито буріння не збільшило запаси, що витягуються. Далі, розділивши буріння за роками, тобто. провівши декомпозицію чітко видно, що лінія у логарифмі це наслідок введення нових запасів. У рік завершення буріння лінія перестала існувати, що трактується як "все пропало".
Хоча це не так.

Мамонт 251 11

mishganпише:
Мамонтпише:

У цій темі ми говоримо про прогноз показників розробки. Головна моя думка полягає в тому, що я пропоную прогнозувати рівні видобутку строго за прогнозним значенням ВНФ (при тому чи іншому обсязі видобутку рідини), слідуючи прямим шляхом до запасів (але це не означає, що немає інших прийомів).

Ви вперто стверджуєте, що там має бути лінія... Причому, як мінімум, до Ln(49). Ну а далі спрогнозувати справу техніки...
Займаючись прогнозуванням видобутку, я теж бачив багато родовищ з лінійною поведінкою Ln(ВНФ) від Qн. І це анітрохи не суперечить тому, що реальна характеристика загинається вгору. Це дуже легко пояснити. Спрощено, загальний видобуток складається з видобутку за "базовими свердловинами" (без ГТМ), сумарна характеристика яких веде себе як описав Роман + видобуток від ГТМ (в основному мається на увазі ГТМ з приростом запасів), яка постійно не дає цієї характеристики загнутися вгору, т .е підтримує її "прямолінійність".
Звідси і здається, що родовище й надалі слідуватиме цій прямій лінії. Але це помилково у зв'язку з тим, що у певний момент закінчаться ГТМ із приростом запасів і характеристика таки загнеться догори. Тому і прогноз потрібно вести окремо для видобутку від бази + та окремо для видобутку від ГМТ. А просто накладати пряму на характеристику витіснення це схоже на лотерею

ГТМ тут не до того. Знаючи базовий ВНФ, легко можна визначити видобуток нафти при тому чи іншому обсязі рідини. ГТМ – це додатковий обсяг рідини (і не факт, що витрачені гроші на ГТМ пішли на користь). RomanK. 2161 11

Мамонтпише:
"Часто використовую LN(ВНФ) від Qнафти" ніякого відношення до характеристики про яку я говорю не має. Спробуйте зробити графік, вертикальна вісь якого матиме логарифмічний масштаб, а горизонтальна звичайний масштаб. На вертикальну вісь нанесіть значення ВНФ (не логарифм від ВНФ), а горизонтальну вісь значення накопиченого видобутку нафти.

Підкажіть у якому році та який ВНЗ ви закінчували?

Мамонт 251 11

Ну, на цьому, мабуть, і перервемося. Дуже вже красиві графіки, не посперечаєшся. У мене такі не виходять, навіть при досягненні обводненості 95%. Погодимося з таким фахівцем, що при досягненні обводнення 70% родовище закриваємо.

RomanK. 2161 11

Чому ви до себе на Ви та чому родовище закриваємо?
Такого ніхто не казав, то це ваша фантазія.

DimA1234 253 12

Я зрозумів Мамонта ось так (малюнок).

На мій погляд, розумно - використовувати таку ХВ для оперативного управління розробкою. Просто та зрозуміло.

Млинець, як картинки вставляти?

RomanK. 2161 11

DimA1234пише:
На мій погляд, розумно - використовувати таку ХВ для оперативного управління розробкою. Просто та зрозуміло.

Власне, так воно вже як сторіччя і використовується:)
І є ще одне зауваження, використання характеристик витіснення передбачає 100% компенсацію. Це багато хто успішно забув. Наприклад, можна перестати нагнітати воду і почати знижувати обводненість - це викличе фіктивне зростання запасів, тоді як нафта відбиратиметься за рахунок пружного запасу. У цьому полягає секрет ефективності циклічного заводнения, коли за всієї ефективності, тривалі тренди можуть показувати нуль-ефект.

Ви жартуєте чи серйозно? побудова ВНФ в Log масштабі або або побудова в лінійному масштабі величини Ln(ВНФ) це те саме, кому як зручніше...

Мамонтпише:

ГТМ – це додатковий обсяг рідини (і не факт, що витрачені гроші на ГТМ пішли на користь)

поважаючи ваш вік та досвід, дозволю собі прокоментувати, що ГТМ у сучасному світі нафтянки це не лише заходи щодо інтенсифікації, які ви описуєте. Те, про що розповідалося вище, стосувалося тих ГТМ, які прирощують запаси. Тобто в основному буріння та ЗБС. Вони таки спрямовують характеристику. Як тільки ми перестанемо прирощувати запаси (вводити свердловини з нижчою обводненістю) про лінійність доведеться забути. Я не знаю, як ще зрозуміліше донести цю просту думку.
А ось що ви кажете.
У нас є родовище, видобуток у динаміці складається з 1) базового видобутку разом з ГТМ з інтенсифікації + 2) видобутку від введення нових свердловин та ЗБС (ГТМ із приростом запасів). Побудувавши по ньому ХВ, ви бачите лінійну ділянку і, вуаля, прогнозуєте по ньому видобуток вперед за будь-якими заданими відборами рідини. Допустимо. Але ви помічаєте, що цей видобуток ви обзиваєте БАЗОВИЙ?! Тобто. ви вважаєте, що цей тренд базовий, а такі ГТМ, як буріння та ЗБС, будуть лише додавати запасів понад цей тренд? Якщо так, то вибачте, мені з вами не по дорозі:) AlNikS 872 11

RomanK.пише:

Наприклад, я аналізував буріння по роках і підсумкова характеристика витіснення в логмасштабі була лінійна, що призводила до нібито буріння не збільшило запаси, що витягуються. Далі, розділивши буріння за роками, тобто. провівши декомпозицію чітко видно, що лінія у логарифмі це наслідок введення нових запасів. У рік завершення буріння лінія перестала існувати, що трактується як "все пропало".

Якщо чесно, аналізувати БУРІННЯ за допомогою характеристик витіснення - це якесь марення... Якщо тільки ви не збираєтеся розробляти родовище, рівномірно розбурюючи по N штук свердловин на рік на всьому протязі терміну розробки.

Мамонт 251 11

Був неуважний і дав привід зловтішатися розумникам. Сам винен.
DimA1234, Ви маєте рацію. Тільки фразу «Все добре, виходимо на НИЗ при меншій обводненості» я замінив би фразою «Все добре, залучаємо до розробки невраховані запаси і збільшуємо нафтовіддачу (НИЗ)». Іншими словами, запаси були занижені.
До RomanK та mishgan не доходить. Проте RomanK. вимовляє розумну фразу "Власне, так воно вже як століття і використовується". Можливо, на Заході так, у нас досі не скрізь це застосовується.
Представлений RomanK графік треба було б розбити на дві частини – історія та прогноз.
RomanK, покажіть на графіку формулу залежності між ВНФ та накопиченим видобутком нафти прямолінійною ділянкою історії. За цією формулою знайдіть значення ВНФ на наступний після фактичного період при будь-якому (реальному) об'ємі рідини. Це буде базовим значенням ВНФ. Іншими словами, визначте яку свердловину із двох треба ремонтувати, ту, яка після ремонту дасть 300 м3 води та 20 т. нафти, або ту, яка після ремонту дасть 80 м3 води та 10 т нафти. Я поки не знаю. Бо не знаю базового значення ВНФ. Коли знатимете базове значення ВНФ, ремонтуватимете ту свердловину, значення ВНФ якої ближче до базового значення ВНФ.
Mishgan, я взагалі не говорю про базовий видобуток. Я говорю про базове значення ВНФ. Ви назвали слово інтенсифікація. Що таке інтенсифікація? Не думайте, що я не знаю. Я хочу знати, знаєте це Ви чи ні? Чим відрізняється інтенсифікація від оптимізації? Wasteland Ratпише:

Пацюків, що саме марно? Завдання введення нових свердловин - це збільшення потенційних запасів, хочете назвіть КІН. Мені наприклад як віртуальному власнику, було б цікаво бачити як кратне збільшення фонду вплинуло на запаси - чи був суттєвий приріст або як трубочки в одне відро, без приросту. Бабки роками міряють, тому логічно і свердловини роками вести. Якщо ви вважали вісімку - пункт видобуток із нових свердловин, то це просто вести нові свердловини і далі по роках. Можна навіть помітити, як нові свердловини наче попелюшки в ніч з 31 грудня на 1 січня втрачають свій "досягнутий і перевиконаний дебіт нафти", за який уже нараховано премію.

Mishgan, також відповідально заявляю, що ніякі ГТМ не прирощують запаси. Запаси вуглеводнів були зроблені нашою матінкою Землею і дякую їй за це. А вважають запаси люди, потім перераховують і роблять приріст запасів, а потім знову перераховують і знову роблять приріст запасів. Буває і навпаки. Це залежить від того, хто як навчався. А свердловини, в яких виготовлені ті чи інші ГТМ, ці запаси витягують. І кожна свердловина (ГТМ) має свій потенціал, більше якого вона дати не може. Люди, підрахувавши запаси та оцінивши КІН, розставляють (проектують) свердловини на поклади, бурять і вводять їх в експлуатацію. Одні свердловини вводять для відбору рідини, інші для компенсації відбору рідини.
І ось, якщо підрахунок запасів і КІН підраховані правильно, система розробки складена грамотно, свердловини (і поклад у цілому) на всіх стадіях розробки експлуатуються відповідно до їх потенціалу та збереження матеріального балансу, то в кінцевому підсумку з покладу будуть відібрані всі підраховані запаси при досягненні обводненості 98% або значення ВНФ =50. Розробка в цьому випадку йтиме за прямою залежністю між ВНФ і накопиченим видобутком, координати останньої точки якої матимуть значення 50:НИЗ.
Такого, зазвичай, немає. Буває коли свердловини або не до відбирають або перебирають запаси (не плутати з потенціалом свердловини). Коли свердловини недобирають запаси, пряма графіка більш вертикальна і проводити роботи з оптимізації розробки, тобто. направити пряму графіку до кінцевої точки з координатами 50: НИЗ. Якщо свердловини пере відбирають запаси, то пряма графіка більш горизонтальна. Це означає, що свердловини витягнуть більше, ніж передбачено проектом. Робимо висновок, що запаси підраховані заниженими, а грамотна технологія свердловин (з їх різними ГТМ) призвела до збільшення нафтовіддачі. Буває і так, коли технологія йде по прямій у якої координати останньої точки 50: НИЗ, але термін розробки дуже довгий. Певними ГТМ термін розробки можна скоротити, залишаючись на цій лінії. Такі ГТМ призведуть до інтенсифікації розробки. Щоб визначити у якому з трьох випадках перебуватиме поклад у прогнозному періоді, необхідно знати базове значення ВНФ.
RomanK, щоб помітити, як нові свердловини наче попелюшки в ніч з 31 грудня на 1 січня втрачають свій "досягнутий і перевиконаний дебіт нафти", за який вже нарахована премія (до речі, не тільки нові), треба щодобово вести зведення видобутку, здачі та наявності нафти у парку та закачування підтоварної води, а не віддавати все на відкуп підготовцям. І це зведення збивати з щомісячною геологічною звітністю.

4.3 За характеристиками витіснення

Використання показників витіснення (ХВ) під час вирішення завдань розробки нафтових покладів було запропоновано Д.А.Эфросом (1959г) як залежності накопиченого відбору нафти від накопиченого відбору рідини.

Перевагами методу прогнозу, заснованого на використанні характеристик витіснення нафти водою, є:

Простота застосування цього методу прогнозу;

Вилучені запаси нафти визначаються за характеристиками витіснення безпосередньо, без попереднього значення балансових запасів і проектного коефіцієнта вилучення нафти, визначення яких у випадках важко.

Суть методики ось у чому.

Широко поширеним способом вирішення цього завдання є спосіб найменших квадратів. Розглянемо певний випадок. Дана система рівнянь:

Система двох лінійних рівнянь із двома невідомими a, b. Далі з другої рівності, виражаючи коефіцієнт b, і підставляючи першу рівність, знаходимо коефіцієнт а. Фактичні значення функції визначають підстановкою в ліву частину рівнянь фактичного значення накопиченого видобутку продукції (V н, V, V ж).

Успішність використання характеристик витіснення при визначення технологічного ефекту від БГС та інтенсифікації припливу нафти обумовлюються насамперед тим, що підбираються такі системи координат, у яких дані більш-менш добре лягають на пряму лінію.

При використанні характеристик витіснення існує досить велика ймовірність того, якщо на період передісторії фактичні точки досить тісно лягають на пряму, то на періоді екстраполяції вони також будуть лягати на пряму.

Характеристики витіснення, що використовуються для вибору рівняння кривої обводнення з метою оцінки ефективності МУН.

де Q н, Q н, Q ж - фактичні значення накопиченого видобутку нафти, води, рідини; a, b – постійні коефіцієнти.

Для визначення видобутку нафти за рахунок застосування ГС ХВ, в координатах будуються залежності. Потім визначають додатковий видобуток. Результати підрахунків видобутку нафти та розрахунок базових кривих зроблено за допомогою ЕОМ (з використанням програми Microsoft Excel).

Розглянемо докладніше метод Максимова на прикладі свердловини №1

(4.3.9)

(4.3.10)

Критерій Тейла:

(4.3.11)

Таблиця 4.3.1 Результати підрахунку видобутку нафти з допомогою МУН (свердловина №1)

ДАТА	Видобуток протягом місяця,т.		Видобуток накопичений,т.
ДАТА	Нафта	Вода	Нафта	Рідина
07.08	345	9265	345	9610
08.08	268	9245	613	19123
09.08	257	8600	870	27980
10.08	249	7669	1119	35898
11.08	276	10604	1395	46778
12.08	286	10887	1681	57951
01.09	323	7956	2004	66230
02.09	281	7688	2285	74199
03.09	321	8941	2606	83461
04.09	354	8583	2960	92398
05.09	363	8837	3323	101598
06.09	319	8487	3642	110404
07.09	371	8670	4013	119445
08.09	359	8569	4372	128373
09.09	336	8963	4708	137672
10.09	264	8863	4972	146799
11.09	255	10203	5227	157257
12.09	218	10463	5445	167938

Таблиця 4.3.2 Розраховані базові криві

Дата	Абизбаєв	Говоров-Рябінін	Давидов	Камбаров	Максимов	Піст. Нафтосод.	Сазонів
07.08	5,763	9,2281	1754,28	5859,24	-304,07	248,52	-302,29
08.08	6,430	9,8180	1887,40	4301,66	626,30	558,09	624,50
09.08	6,800	10,1774	1920,71	3803,58	1139,28	846,32	1137,13
10.08	7,042	10,4357	1918,01	3566,38	1474,17	1103,98	1472,77
11.08	7,298	10,6620	1964,75	3371,43	1831,93	1458,04	1829,34
12.08	7,506	10,8534	1992,95	3247,41	2121,00	1821,64	2117,83
01.09	7,636	11,0338	1949,64	3182,51	2298,78	2091,05	2297,69
02.09	7,746	11,1685	1931,03	3133,71	2450,78	2350,38	2450,72
03.09	7,860	11,3034	1916,19	3088,71	2608,31	2651,79	2609,15
04.09	7,959	11,4341	1888,10	3053,84	2743,94	2942,62	2746,17
05.09	8,051	11,5529	1864,83	3024,35	2870,61	3242,00	2874,02
06.09	8,132	11,6469	1855,12	3000,73	2981,96	3528,57	2985,97
07.09	8,208	11,7465	1834,03	2980,10	3086,93	3822,78	3091,99
08.09	8,278	11,8344	1818,10	2962,58	3183,19	4113,32	3189,08
09.09	8,346	11,9104	1813,24	2946,75	3277,01	4415,93	3283,27
10.09	8,408	11,9664	1824,59	2933,16	3363,76	4712,94	3369,73
11.09	8,475	12,0178	1846,44	2919,53	3457,15	5053,27	3462,42
12.09	8,539	12,0597	1874,69	2907,36	3546,63	5400,85	3550,93
Коеф. A	-3,13684	3,230525	-31628,6	2728,19	-12583,2	-64,2134	-12654,2
Коеф. B	0,970435	1,026355	34626	-30089419	1344,335	0,032542	1346,908
Критерій Тейла	0,017256	0,007321	0,02051	0,014113	0,044377	0,010731	0,044397

Таблиця 4.3.3

Дата	Формула Камбарова			Формула Говорова-Рябініна			Формула Пост. Нафтосод.			Середнє значення
	доб. нафта,т	доп.видобуток		доб. нафта,т	доп.видобуток		доб. нафта,т	доп.видобуток		доп.видобуток
	доб. нафта,т	за місяць	накопич.	доб. нафта,т	за місяць	накопичення	доб. нафта,т	за місяць	накопичення.	за місяць	накопичення.
07.09	2980,10	1032,9	1032,9	3675,87	337,12	337,12	3822,78	190,21	190,21	520,08	520,08
08.09	2962,58	1409,42	2442,32	3941,49	430,50	767,63	4113,32	258,67	448,89	699,53	1219,61
09.09	2946,75	1761,25	4203,57	4218,82	489,17	1256,8	4415,93	292,07	740,96	847,49	2067,11
10.09	2933,16	2038,84	6242,41	4492,58	479,41	1736,22	4712,94	259,05	1000,02	925,77	2992,88
11.09	2919,53	2307,47	8549,88	4807,2	419,79	2156,02	5053,27	173,73	1173,75	967,00	3959,88
12.09	2907,36	2537,64	11087,52	5129,26	315,73	2471,75	5400,85	44,14	1217,90	965,84	4925,72

Мал. 4.3.1. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Камбарова)

Мал. 4.3.2. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Говорова-Рябініна)

Мал. 4.3.3. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод постійного нафтовмісту)

Мал. 4.3.4. Графік розрахунку додаткового видобутку нафти з допомогою МУН (свердловина №1)

Дані розрахунків по скв. № 2, № 3 наведено у таблицях 4.3.4 – 4.3.9.

Таблиця 4.3.4 Результати підрахунку видобутку нафти з допомогою МУН скв.№2

ДАТА	Видобуток протягом місяця,т.		Видобуток накопичений,т.
ДАТА	Нафта	Вода	Нафта	Рідина
02.08	358	1436	358	1794
03.08	409	1622	767	3825
04.08	395	1463	1162	5683
05.08	433	1385	1595	7501
06.08	385	1365	1980	9251
07.08	432	1557	2412	11240
08.08	435	1598	2847	13273
09.08	635	1077	3482	14985
10.08	590	1035	4072	16610
11.08	347	1385	4419	18342
12.08	352	1465	4771	20159
01.09	501	1135	5272	21795
02.09	461	1159	5733	23415
03.09	440	1335	6173	25190
04.09	413	1315	6586	26918
05.09	487	1254	7073	28659
6.09	429	1105	7502	30193
07.09	486	1123	7988	31802
08.09	545	1163	8533	33510
09.09	645	1569	9178	35724
10.09	359	948	9537	37031
11.09	469	1257	10006	38757

Таблиця 4.3.5 Розраховані базові криві

Дата	Абизбаєв	Говоров-Рябінін	Давидов	Камбаров	Максимов	Піст. Нафтосод.	Сазонів
02.08	5,823793	7,340	492,605	11486,28	-1343,38	163,55	-1316,65
03.08	6,652752	8,016	603,0457	8042,717	642,4696	681,47	625,45
04.08	7,086245	8,385	1052,944	7048,254	1669,607	1155,28	1641,047
05.08	7,390142	8,666	1984,165	6552,063	2371,672	1618,88	2353,024
06.08	7,619737	8,857	2142,916	6258,648	2917,92	2065,14	2890,924
07.08	7,832965	9,032	2206,735	6036,096	3427,676	2572,35	3390,481
08.08	8,014996	9,179	2195,888	5877,55	3864,764	3090,78	3816,945
09.08	8,147826	9,358	4233,019	5777,405	4123,025	3527,35	4128,144
10.08	8,260552	9,497	5690,788	5701,446	4349,369	3941,73	4392,24
11.08	8,369153	9,569	5208,462	5635,303	4624,636	4383,40	4646,674
12.08	8,472574	9,637	4723,522	5578,13	4887,47	4846,75	4888,971
01.09	8,558009	9,726	5318,796	5534,808	5074,431	5263,94	5089,13
02.09	8,636509	9,800	5655,395	5497,875	5252,535	5677,05	5273,041
03.09	8,716514	9,866	5679,849	5462,862	5443,754	6129,69	5460,478
04.09	8,789158	9,923	5635,553	5433,212	5619,412	6570,34	5630,671
05.09	8,857778	9,987	5878,317	5406,955	5776,643	7014,31	5791,435
6.09	8,914869	10,039	6068,648	5386,329	5907,799	7405,49	5925,189
07.09	8,971715	10,094	6377,691	5366,833	6034,703	7815,79	6058,369
08.09	9,028994	10,153	6772,26	5348,186	6159,97	8251,34	6192,564
09.09	9,099044	10,218	7031,456	5326,668	6320,025	8815,93	6356,68
10.09	9,138387	10,252	7102,916	5315,174	6412,208	9149,22	6448,853
11.09	9,188266	10,294	7174,932	5301,182	6529,653	9589,36	6565,711
Коеф. A	-2,37941	2,125022	91740,72	5000,988	-20441,7	-293,927	-20535,3
Коеф. B	1,094898	0,886903	-113997	-11634616	2627,138	0,255007	2565,153
Критерій Тейла	0,014237	0,010871	0,060408	0,016605	0,027179	0,028408	0,027169

Таблиця 4.3.6

Дата	Формула Камбарова			Формула Говорова-Рябініна			Формула Абизбаєва			Середнє значення
	доб. нафта,т	доп.видобуток		доб. нафта,т	доп.видобуток		доб. нафта,т	доп.видобуток		доп.видобуток
	доб. нафта,т	за місяць	накопич.	доб. нафта,т	за місяць	накопич.	доб. нафта,т	за місяць	накопич.	за місяць	накопич.
06.09	5386,32	2115,67	2115,67	7425,67	76,32	76,32	7441,8	60,19	60,19	750,73	750,73
07.09	5366,83	2621,16	4736,83	7841,32	146,67	223,001	7877,09	110,90	171,09	959,58	1710,31
08.09	5348,18	3184,81	7921,65	8274,43	258,56	481,56	8341,46	191,53	362,63	1211,6	2921,95
09.09	5326,66	3851,33	11772,98	8862,80	315,19	796,76	8946,73	231,26	593,89	1465,9	4387,88
10.09	5315,17	4221,82	15994,81	9220,47	316,53	1113,29	9305,74	231,25	825,15	1589,8	5977,75
11.09	5301,18	4704,81	20699,62	9697,14	308,85	1422,15	9781,67	224,32	1049,47	1745,9	7723,75

Мал. 4.3.5. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Камбарова)

Мал. 4.3.6. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Говорова-Рябініна)

Мал. 4.3.7. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Абизбаєва)

Мал. 4.3.8. Графік розрахунку додаткового видобутку нафти за рахунок МУН (свердловина №2)

Таблиця 4.3.7 Результати підрахунку видобутку нафти з допомогою МУН скв.№3

ДАТА	Видобуток протягом місяця,т.		Видобуток накопичений,т.
ДАТА	Нафта	Вода	Нафта	Рідина
10.08	546	496	546	1042
11.08	600	561	1146	3245
12.08	727	1322	1873	7497
01.09	625	1006	2498	13380
02.09	625	977	3123	20865
03.09	718	1106	3841	30174
04.09	653	995	4494	41131
05.09	651	1065	5145	53804
06.09	609	1004	5754	68090
07.09	679	1146	6433	84201
08.09	613	1068	7046	101993
09.09	709	1063	7755	121557
10.09	670	1125	8425	142916
11.09	666	1048	9091	165989

Таблиця 4.3.8 Розраховані базові криві

Дата	Абизбаєв	Говоров-Рябінін	Давидов	Камбаров	Максі-мов	Піст. Нафтосод.	Сазонів
10.08	6,367073	6,173217	-145,871	7219,934	-4,74	1139,46	-0,21865
11.08	7,004604	7,096609	1902,251	4755,44	1213,02	1322,82	1310,575
12.08	7,474564	7,708453	2016,803	4094,31	2518,71	1676,722	2276,833
01.09	7,799656	8,067078	2893,663	3872,465	3086,34	2166,375	2945,236
02.09	8,049013	8,345191	3492,406	3771,047	3494,47	2789,366	3457,926
03.09	8,256051	8,602922	3871,876	3715,117	3858,18	3564,172	3883,606
04.09	8,429907	8,79847	4200,112	3681,722	4127,26	4476,144	4241,061
05.09	8,580643	8,966957	4434,762	3660,06	4372,76	5530,942	4550,981
06.09	8,712801	9,106285	4633,89	3645,31	4574,26	6719,993	4822,703
07.09	8,831991	9,24521	4775,162	3634,68	4777,11	8060,942	5067,763
08.09	8,939575	9,358569	4905,716	3626,843	4945,59	9541,804	5288,962
09.09	9,038058	9,47798	5017,643	3620,874	5097,41	11170,15	5491,447
10.09	9,128905	9,581185	5108,237	3616,224	5243,87	12947,9	5678,232
11.09	9,2129	9,67594	5193,64	3612,545	5369,26	14868,31	5850,929
Коеф. A	2,467206	-1,67636	6341,679	3589,756	-9994,16	1052,732	-8018,52
Коеф. B	0,561221	1,245447	-13629,1	-3782645	1609,489	0,083232	1153,895
Критерій Тейла	0,007578	0,012871	0,049668	0,005903	1,522027	0,004238	26,16246

Таблиця 4.3.9

Дата	Формула Камбарова			Формула Абизбаєва			Формула Пост. Нафтосод.			Середнє значення
	накопич. доб. нафта,т	доп.видобуток		накопич. доб. нафта,т	доп.видобуток		накопич. доб. нафта,т	доп.видобуток		доп.видобуток
	накопич. доб. нафта,т	за місяць	накопич.	накопич. доб. нафта,т	за місяць	накопич.	накопич. доб. нафта,т	за місяць	накопич.	за місяць	накопич.
07.09	3645,31	2108,69	2108,69	6080,25	-326,25	-326,25	6719,99	-965,99	-965,99	272,15	272,15
08.09	3634,68	2798,32	4907,01	6849,91	-416,91	-743,16	8060,94	-1627,94	-2593,93	251,16	523,31
09.09	3626,84	3419,16	8326,17	7627,96	-581,96	-1325,12	9541,80	-2495,80	-5089,74	113,80	637,10
10.09	3620,87	4134,13	12460,29	8417,41	-662,41	-1987,53	11170,15	-3415,15	-8504,89	18,85	655,96
11.09	3616,22	4808,78	17269,07	9217,92	-792,92	-2780,45	12947,90	-4522,90	-13027,79	-169,02	486,94
12.09	3612,54	5478,46	22747,52	10025,63	-934,63	-3715,08	14868,31	-5777,31	-18805,11	-411,16	75,78

Мал. 4.3.9. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Камбарова)

Мал. 4.3.10. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод Абизбаєва)

Мал. 4.3.11. Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини (метод постійного нафтовмісту)

Мал. 4.3.12. Графік розрахунку додаткового видобутку нафти за рахунок МУН (свердловина №3)

5. РОЗРАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ РОЗРОБКИ ПРИ ЗАСТОСУВАННІ МЕТОДУ

Розрахунок показників розробки за методикою поточного планування видобутку нафти та рідини. Ця методика відома як "Методика держплану СРСР". Вона застосовується дотепер у всіх НГДУ, у нафтовидобувних компаніях, в організаціях паливно-енергетичного комплексу та плануючих організаціях.

Вихідні дані для розрахунку:

1. Початкові балансові запаси нафти (НБЗ), т;

2. Початкові видобуті запаси нафти (НИЗ), т;

3. На початок запланованого року:

Нагромаджений видобуток нафти (? Q н), т;

Нагромаджений видобуток рідини (? Q ж), т;

Накопичене закачування води (ΣQ зак), м 3 ;

Чинний фонд видобувних свердловин (N д дей);

Чинний фонд нагнітальних свердловин (N н дей);

4. Динаміка буріння свердловин за роками на запланований період (N б):

Видобувних (N д б);

Нагнітальних (N н б).

Таблиця 5.1 Вихідні дані щодо Західно-Леніногірської площі Ромашкінського родовища

Рік	НБЗ, тис.т.	НИЗ, тис.т.	ΣQ н, тис.т.	ΣQ ж, тис.т	ΣQ зак, тис. м 3
2009	138322	69990	54830	200323	236577	307	196	3	1

Розрахунок показників розробки

1. Кількість днів роботи видобувних свердловин на рік, що перейшли з минулого року:

Д пер =365×К (5.1)

Д пер = 365×0,9 = 328,5

2. Кількість днів роботи нових добувних свердловин:

3. Середній дебіт нафти нових свердловин, що видобувають:

q н нов =8 т/добу

4. Коефіцієнт падіння видобутку нафти видобувних свердловин:

5. Річний видобуток нафти з нових свердловин:

(5.1)

6. Річний видобуток нафти з свердловин, що перейшли:

7. Річний видобуток нафти всього

(5.3)

8. Річний видобуток нафти з нових свердловин попереднього року, якби вони цього року працювали без падіння:

9. Річний видобуток нафти з свердловин попереднього року, що перейшли (якби вони працювали без падіння):

10. Можливий розрахунковий видобуток нафти з усіх свердловин попереднього року (у разі їх роботи без падіння):

(5.5)

11. Запланований видобуток нафти із свердловин попереднього року:

12. Зниження видобутку нафти із свердловин попереднього року:

(5.6)

13. Відсоток зміни видобутку нафти із свердловин попереднього року:

(5.7)

14. Середній дебіт однієї свердловини з нафти:

(5.8)

15. Середній дебіт свердловин по нафті, що перейшли з попереднього року:

(5.9)

16. Накопичений видобуток нафти:

17. Поточний коефіцієнт нафтовидобування (КІН) обернено пропорційний початковим балансовим запасам (НБЗ):

(5.11)

18. Відбір від затверджених початкових запасів НИЗ, %:

(5.12)

19. Темп відбору від початкових запасів (НИЗ), %:

(5.13)

20. Темп відбору від поточних запасів, %:

(5.14)

21. Середня обводненість продукції, що видобувається:

(5.15),

22. Річний видобуток рідини:

23. Видобуток рідини з початку розробки:

24. Річна закачка води:

(5.18)

25. Річна компенсація відбору рідини закачуванням:

26. Накопичена компенсація відбору рідини закачуванням:

27. Водо-нафтовий фактор:

Динаміка основних показників розробки показано у табл. 5.2

Таблиця 5.2 Динаміка основних показників розробки

Роки	Видобуток, млн. т		Накопичений видобуток, млн. т		В, %	Закачування води, млн. м 3		Середній дебіт нафти, т/сут	КІН	Темп відбору від НИЗ	Темп відбору від ТІЗ
Роки	нафти	рідини	нафти	рідини	В, %	рік	S	Середній дебіт нафти, т/сут	КІН	Темп відбору від НИЗ	Темп відбору від ТІЗ
2010	0,462	10,286	55,292	311,764	0,96	13,840	250,417	4,22	39,97	1,23	1,46
2011	0,472	10,936	55,764	323,206	0,96	13,843	264,261	4,27	40,32	1,18	1,41
2012	0,463	11,153	56,228	334,647	0,96	13,841	278,102	4,15	40,65	1,11	1,36
2013	0,481	12,047	56,709	346,089	0,96	13,845	291,947	4,26	41	1,06	1,30
2014	0,465	12,148	57,174	357,530	0,96	13,841	305,789	4,09	41,33	1,00	1,25
2015	0,494	13,498	57,668	368,972	0,96	13,848	319,637	4,3	41,69	0,94	1,20
2016	0,508	14,572	58,176	380,413	0,97	13,851	333,489	4,38	42,06	0,90	1,15
2017	0,514	15,497	58,690	391,855	0,97	13,853	347,342	4,39	42,43	0,84	1,09
2018	0,506	16,087	59,196	403,297	0,97	13,851	361,193	4,29	42,8	0,79	1,04
2019	0,509	17,056	59,705	414,738	0,97	13,851	375,045	4,27	43,16	0,73	0,97
2020	0,505	17,927	60,210	426,180	0,97	13,851	388,897	4,2	43,53	0,68	0,91
2021	0,513	19,329	60,723	437,621	0,97	13,853	402,750	4,23	43,9	0,63	0,85
2022	0,513	20,578	61,236	449,063	0,98	13,853	416,603	4,2	44,27	0,58	0,79
2023	0,497	21,243	61,733	460,504	0,98	13,849	430,452	4,03	44,63	0,54	0,74
2024	0,507	23,222	62,240	471,946	0,98	13,851	444,303	4,07	45	0,50	0,69

Динаміка річного видобутку нафти, рідини, річного закачування води наведено на рис. 5.1.

Мал. 5.1. Динаміка річного видобутку нафти, рідини, річного накачування води

Динаміка накопиченого видобутку нафти, рідини та накопиченого закачування води наведена на рис. 5.2.

Мал. 5.2. Динаміка накопиченого видобутку нафти, рідини та накопиченого закачування води

Динаміка КІН, темпу відбору від НИЗ та темпу відбору від ТИЗ наведено на рис. 5.3.

Мал. 5.3.Динаміка КІН, темпу відбору від НИЗ та темпу відбору від ТИЗ

Наведені аналізи ефективності мікробіологічного впливу показали дуже низьку ефективність цього методу.

Як застосування технології збільшення нафтовідмивної здатності витісняючого агента в свердловинах, що розробляються низькопроникними колекторами при первинному заводнінні розглядається закачування водорозчинних поверхнево-активних речовин (ПАР АФ 9 -12).

Розробку заводнних пластів ефективніше вести із застосуванням маслорозчинних ПАР (АФ 9 -6).

При закачуванні закачування водних дисперсій маслорозчинних НПАВ у пласті на фронті витіснення формується мікроемульсійна облямівка з низьким вмістом нафти, гарною нафтовитискаючою здатністю і в'язкістю, близькою до в'язкості нафти, що збільшує коефіцієнт витіснення та охоплення пласта заводненням.

Як найбільш характерний приклад застосування технологій обмеження рухливості агента, що закачується, в зонах високої водонасиченості розглядається технологія з використанням композиційних систем на основі капсульованих полімерних систем (КПС) і закачування дисперсно-колоїдного матеріалу (ДКМ).

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Жовтов Ю.П. Розробка нафтових родовищ. - М: Надра, 1998.

2. Ібатуллін Р.Р. Теоретичні засади процесів розробки нафтових родовищ: Курс лекцій. Частина 1. Системи та режими розробки: Навчально-методичний посібник. - Альметьєвськ: АГНІ, 2007.

3. Ібатуллін Р.Р. Теоретичні засади процесів розробки нафтових родовищ: Курс лекцій. Частина 2. Процеси дії на пласти (Технології та методи розрахунку): Навчально-методичний посібник. - Альметьєвськ: АГНІ, 2008.

4. Ібатуллін Р.Р., Гаріпова Л.І. Збірник завдань з теоретичних засад розробки нафтових родовищ. - Альметьєвськ: АГНІ, 2008.

5. Муслімов Р.Х. Сучасні методи підвищення нафтовидобування: проектування, оптимізація та оцінка ефективності: Навчальний посібник. - Казань: вид-во "Фен" Академії наук РТ, 2005.

6. Збільшення нафтовіддачі пізньої стадії розробки родовищ (методи, теорія, практика) /Р.Р. Ібатуллін, Н.Г. Ібрагімов, Ш.Ф. Тахаутдінов, Р.С. Хісамов. - М.: Надра - Бізнес-центр, 2004.

7. Расторгуєва Л.Г., Захарова Є.Ф. Методичний посібник із розробки дипломного проекту відповідно до вимог стандартів до оформлення текстової та графічної частини. Альметьевськ 2007.

8. Липа А.А., Мусін М.М., Янгуразова З.А., Тухватулліна Г.З. Методика розрахунку технологічних показників розробки нафтових метородінь: Навчальний посібник. - Альметьєвськ, 2009 - 108 с.

Інформація про роботу «Збільшення нафтовіддачі пластів із застосуванням мікробіологічного впливу на прикладі Західно-Леніногірської площі Ромашкінського родовища НГВУ "Леніногірськнафта"»

Ефективність систем розробки нафтових родовищ із заводненням багато в чому визначається повнотою залучення у розробку промислових запасів нафти та характером їхнього вироблення. Від цього залежить як темпи видобутку, і повнота вилучення нафти з надр.

В умовах заводнення повнота вироблення продуктивних пластів в першу чергу залежить від ступеня охоплення об'єкта розробки як по площі, так і по розрізу, що багато в чому визначається характером просування води, що закачується, і пластової. Тому основна увага при геолого-промисловому аналізі повинна приділятися питанням охоплення пластів впливом води, що закачується, і особливостям просування води по продуктивних пластах.

До геолого-фізичних чинників, що впливають процес заводнення, відносяться фільтраційні властивості продуктивних пластів, характер і ступінь їх неоднорідності, в'язкі властивості насичуючих пласти і рідин, що закачуються в них і ін.

До основних технологічних чинників, які впливають показники заводнення і нафтовіддачу пластів, ставляться: параметри сітки видобувних свердловин, схема системи заводнення, темп розробки, технологія відбору рідини і закачування води, умови розробки суміжних пластів, характер розтину продуктивних пластів у свердловинах.

Обробка даних спостережень за заводненням покладу дає можливість встановити поточне становище водонафтового контакту, зовнішнього і внутрішнього контурів нафтоносності різні дати розробки, зокрема і дату аналізу розробки. Знаючи положення ВНК, можна встановити поточне положення контуру нафтоносності та обсяг промитої частини пласта.

Нині у зв'язку з розвитком методів контролю над розробкою нафтових родовищ значно розширилися ставлення до характері переміщення . Виділяються дві основні форми переміщення: підйом по вертикалі та пошарове обводнення нафтового покладу.

В результаті спільної дії великої кількості факторів у процесі переміщення пластом рухається нерівномірно і приймає зазвичай дуже складну геометричну форму. На багатопластовому родовищі через різницю літологічного будови об'єкта по товщині формується кілька самостійних фронтів витіснення з різними швидкостями руху.

(6.2)
де:

Слід зазначити, що при цьому обов'язковою умовою є обводнення нафтового пласта з підошви. Таким чином, для багатопластових родовищ з чітко ізольованими пластами, що експлуатуються одним фільтром, непрямі методи не застосовуються. Якщо покладу є хоча б невелика кількість геофізичних досліджень з контролю за переміщенням у процесі розробки, необхідно порівняти дані геофізики та розрахункові дані щодо запропонованих непрямих методів контролю. Розглянуті непрямі методи дають, як правило, завищену обводнену товщину пласта, тому, якщо є можливість, в розрахункові дані бажано вносити поправки, які з порівняння геофізичних і розрахункових даних.

Непрямі методи визначення поточного положення використовуються для побудови ідеальної кривої підйому (а) або карти поверхні (б). Обидва методи є основою для побудови карти залишкової нафтонасиченої товщини на дату аналізу розробки.

Для обробки всіх даних про переміщення в процесі розробки і для зведення всіх даних до одного моменту часу в багатьох випадках доцільно побудувати криву ідеального витіснення або, інакше, криву ідеального підйому.

Методика побудови карток впливу закачування для пластів багатопластового родовища та сама, що й для однопластового. Необхідно мати на увазі, що якщо на якійсь ділянці однопластового покладу немає впливу закачування, то при механізованому видобутку його запаси все ж таки розробляються на режимі виснаження, а на багатопластовому об'єкті зазвичай запаси такої ділянки не розробляються.

Практично, при побудові карток впливу закачування в межах трьох раніше виділених груп виділялися три ступені впливу. У першій групі (прямий зв'язок зон закачування та відбору) виділялися зони фонтанного видобутку, механізованого видобутку та відсутності впливу. У другій групі (прямий зв'язок між зонами закачування та відбору відсутня) виділені зони впливу через злиття суміжних пластів та зона відсутності зв'язку з нагнітанням. У третій групі - зона розтину лише нагнітальними свердловинами та зона відсутності впливу на малопродуктивні колектори. Усі зазначені зони внесені до .

Виділення різних зон, схильних до неоднакового впливу нагнітання, дозволяє диференціювати запаси покладу та визначити запаси, що беруть активну участь у розробці, і не охоплені розробкою при існуючій системі і підлягають розбурюванню, тобто визначити структуру запасів нафти на дату аналізу розробки.

Удосконалення систем розробки повинно йти шляхом підвищення охоплення впливом продуктивних пластів, ліквідації зон і ділянок пластів, на які не поширюється або слабо поширюється вплив нагнітання.

6.3. Аналіз динаміки поточних коефіцієнтів охоплення, витіснення та нафтовіддачі в обводненій зоні пласта

Однією з найважливіших завдань, що виникають при аналізі розробки нафтових родовищ у пізній стадії, є виявлення характеру розподілу балансових запасів нафти, що залишилися, в межах початкового нафтовмісного обсягу покладу.

Це необхідно, в першу чергу, для правильної оцінки залишкових запасів нафти, що видобуваються, при звичайних методах розробки і відомих способах інтенсифікації видобутку нафти.

Знання характеру розподілу залишкових балансових запасів нафти особливо важливо задля ефективного застосування про третинних методів підвищення нафтовіддачі пластів (фізико-хімічні, газові, теплові, механічні методи - , ).

Визначення залишкових запасів нафти, що є на дату аналізу в нафтонасиченому обсязі, можна проводити за такими формулами.

Сума обсягів покладу і дорівнює початковому нафтовмісному обсягу покладу :

Баланс запасів нафти (приблизно) можна записати

(6.7)
де:

Обсяг можна уявити, що складається з двох частин:

(6.8)
де:

Отже і можна подати як суму

Об'єм переривчастої частини пласта залежить як від геологічної будови (наявності лінз і напівлінз, тупикових зон, шаруватості, розломів, виклинювання та ін.), так і від системи впливу на пласт і відстані між видобувними та нагнітальними свердловинами. Цей обсяг для розбурених покладів визначається за зональними картами нафтонасичених товщин або шляхом обчислення невиробних обсягів по профілях. Якщо немає інших даних, зазвичай приймається, що обсяг переривчастої частини пласта, і навіть балансові запаси у цьому обсязі, не змінюється у процесі розробки, т.к. цей обсяг немає впливу і з нього не витягується нафта, тобто. , де: - Початковий обсяг переривчастої частини пласта.

Для нерозбурених покладів на початковій стадії проектування визначається за аналогією з подібними покладами або відповідно до рекомендацій, що містяться в посібниках з проектування розробки.

Основним методом визначення залишкових запасів є об'ємний метод. Однак на пізній стадії розробки умови для його застосування сильно ускладнюються в порівнянні з початковими умовами через складну конфігурацію поточної межі між , тобто складність полягає у визначенні поточного положення фронту заводнення (поточного ) і поточних контурів нафтоносності.

Як відомо, при витісненні нафти водою коефіцієнт нафтовіддачі сприймається як добуток трьох коефіцієнтів

(6.10)
де:

Під коефіцієнтом витіснення розуміється відношення обсягу нафти, що витісняється після тривалого, багаторазового промивання зразка породи, до початкового нафтонасиченого обсягу. Цей коефіцієнт встановлюється за результатами лабораторних досліджень на зразках породи та за своєю фізичною сутністю характеризує максимальну нафтовіддачу при тривалому промиванні безперервної частини пласта.

(6.11)
де:

Коефіцієнт охоплення заводнением (часто називається коефіцієнт заводнения) - це ставлення обсягу промитої частини пласта – обсягу пласта зайнятому рухомий нафтою, тобто. безперервного обсягу пласта – . Цей коефіцієнт залежить в основному від проникності неоднорідності пласта, співвідношення в'язкості нафти і води, ступеня обводненості продукції свердловин, що видобувають, при їх відключенні. Способи визначення коефіцієнта охоплення заводнення див. нижче.

Коефіцієнт охоплення витісненням - (коефіцієнт втрат нафти через уривчастість пласта) визначається як відношення обсягу (запасів), охопленого впливом, до всього (початкового) обсягу (запасів) пласта (поклади).

Оскільки однією з частин проектного документа на розробку нафтового та газонафтового родовища є обґрунтування кінцевої нафтовіддачі пластів, завданням аналізу розробки є перевірка правильності вибраних коефіцієнтів, що входять до формули нафтовіддачі, а саме коефіцієнтів витіснення нафти водою, нафти газом, газу нафтою, газу водою, коефіцієнтів охоплення витісненням та заводненням. Уточнення фізико-гідродинамічних характеристик витіснення, визначених у лабораторних умовах, дано у . Нижче описується спосіб визначення поточних коефіцієнтів охоплення заводненням та нафтовіддачі.

Перший метод.На пізній стадії розробки нафтових покладів велике значення має визначення ділянок, вже промитих водою, і зон, зайнятих, як і раніше, нафтою, а також оцінка зменшення ефективних нафтонасичених товщин на нафтонасичених ділянках в результаті переміщення в процесі розробки. Для цього використовується карта ефективних залишкових нафтонасичених товщин, побудована на дату аналізу розробки, за якою визначають залишкові запаси нафти.

Нафтовіддача в обводненій частині пласта визначається за такою формулою

(6.13)
де:

Під обводненою частиною пласта розуміється обсяг (запаси нафти), укладений між початковим та поточним положенням .

Якщо карти залишкових нафтонасичених товщин будувати на різні дати розробки нафтового покладу з інтервалом, наприклад, у два-три роки, то можна визначити серію значень досягнутої нафтовіддачі в обводненій частині пласта та отримати динаміку цього показника у процесі розробки нафтового покладу. Отримані описаним способом криві добре характеризують ефективність виробітку продуктивних пластів.

Другий спосібвизначення нафтовіддачі в обводненій частині пласта пов'язаний із процесом внутрішньоконтурного заводнення.

При внутрішньоконтурному заводнінні в період безводного видобутку нафти вся вода, що закачується, йде на витіснення нафти, тобто кожен кубометр закачується води витісняє рівно стільки ж нафти з пласта. Після прориву води у видобувні свердловини по найбільш проникних пропластках частина води, що закачується, проходить по промитих пропластках.

Якщо від загальної кількості закачаної води відняти об'єм води, здобутої попутно з нафтою з видобувних свердловин, розташованих у зоні обводнення, тобто поблизу внутрішньоконтурних свердловин, отримаємо кількість води, яка здійснила корисну роботу, витіснивши рівну за обсягом кількість нафти

За даними про час появи прісної води в найближчих до нагнітальних свердловин, що видобувають, можна приблизно визначити межу фронту обводнення.

Як зазначалося, при внутриконтурном заводнении зазвичай спостерігається дуже компактний фронт витіснення, який за першому наближенні вважатимуться вертикальним. Якщо спостерігається значна «розмазаність» фронту витіснення, то бажано визначити за видобувними свердловинами, що працюють з водою, залишкові ефективні нафтонасичені товщини аналогічно попередньому методу.

Після цього будується карта ефективних товщин обводненої зони пласта. У зоні повного обводнення свердловин ефективні товщини обводненої зони дорівнюють початковим ефективним нафтонасиченим товщинам. У зоні, обмеженій фронтом обводнення та лінією повного обводнення свердловин, будуються лінії рівних поточних ефективних товщин.

Вимірявши обсяг обводненої частини пласта, можна визначити балансові запаси нафти в обводненій зоні, які вода, що закачується, промила і витіснила у видобувні свердловини.

Знаючи обводнений обсяг пласта і кількість витісненої з пласта нафти, що дорівнює обсягу ефективного закачування, можна визначити досягнуту нафтовіддачу в обводненій частині пласта

(6.15)
де:

При використанні цього методу доцільно будувати карти ефективних товщин обводненої частини пласта у процесі розробки.

Третій спосібфактично є варіантом першого способу визначення ефективності виробітку продуктивного пласта. Тут як і в другому способі, будується карта ефективних товщин обводненої частини пласта, але для розрахунку досягнутої нафтовіддачі та обводненої частини пласта використовується кількість видобутої з пласта нафти

(6.16)
де:

Тут бажано отримати динаміку значень коефіцієнта нафтовіддачі в обводненій частині пласта. Якщо залишкові ефективні нафтонасичені товщини пласта з тих чи інших причин визначити не вдається, доцільно визначати нафтовіддачу в обводненій зоні пласта, тобто балансові запаси в зоні між початковим положенням і умовною межею між обводненими і безводними свердловинами. В іншому спосіб визначення досягнутої нафтовіддачі залишається без зміни.

Є і четвертий спосібвизначення нафтовіддачі в обводненій частині пласта, що виходить із середньої позначки поточного положення. На основі всіх даних визначається середньоарифметичне значення абсолютної позначки поточного на дату аналізу. На попередньо побудований графік розподілу початкових балансових запасів за висотою покладу () наноситься відмітка середнього значення поточного і відповідні їй заводні запаси нафти. Спосіб може бути використаний для покладів, обводнених підошовною водою.

6.4. Аналіз ефективності розробки нафтового покладу шляхом порівняння показників витіснення

Характеристика витіснення, побудована загалом поклади, служить гарною ілюстрацією ефективності розробки нафтової поклади, вона показує величину досягнутої нафтовіддачі пласта у час, а й показує з допомогою якого витрати робочого агента (води) на витіснення отримана та чи інша нафтовіддача пласта .

В даний час в Урало-Поволжі і в Західному Сибіру є велика кількість нафтових покладів, що знаходяться в пізній або навіть завершальній стадії розробки, якими можуть бути побудовані відповідні характеристики витіснення. З цих нафтових покладів повинні бути обрані поклади-аналоги, і проведено порівняння характеристик витіснення покладу-аналогу та аналізованого родовища з метою визначення якого з порівнюваних покладів розробляється більш ефективно, і спробувати з'ясувати причини цього.

При доборі нафтового покладу-аналогу слід керуватися близькістю наступних параметрів покладів нафти, які значною мірою визначають перебіг характеристики витіснення:

співвідношення в'язкостей нафти та води у пластових умовах;

проникності пласта;

коефіцієнта піщанистості;

початкової нафтонасиченості пласта;

частка запасів нафти, що розташовані у водонафтовій зоні.

Якщо побудувати характеристику витіснення аналізованої поклади в напівлогарифмічних координатах у досить великому масштабі, то більшість характеристики витіснення стає лінійною, і в більшості випадків на ній фіксуються злами у бік зменшення або, навпаки, збільшення витрати води на процес витіснення. Необхідно з'ясувати причини, що призводять до зламів, встановивши які зміни в системі розробки покладу, або які геолого-технічні заходи проводилися на родовищі. Характер (напрямок) зламів вкаже, чи призвели ці заходи до підвищення ефективності розробки нафтового покладу чи, навпаки, зниження її ефективності.

Наводиться порівняння розрахунку ефективності застосування соляно-кислотної обробки за характеристиками витіснення та за фактичними даними на свердловинах Ташли-Кульського родовища. Розглядаються такі показники витіснення: Сазонова, Максимова, Давидова, Пірвердяна, Камбарова, Назарова. За рівняннями залежностей будуються графіки та виводяться рівняння регресії. Підстановкою значень поточного видобутку рідини отримані рівняння отримуємо можливий видобуток нафти без застосування обробки. Віднімаючи обчислені дані з фактичних, отримуємо додатковий видобуток нафти внаслідок застосування соляно-кислотної обробки. Порівнюючи результати розрахунку ефективності застосування впливу, проведені за фактичними даними та характеристиками витіснення, знаходимо значні відмінності. Робимо висновок, що результати, розраховані за характеристиками витіснення, є об'єктивнішими, оскільки враховують реальну обводненість та умови експлуатації, що відповідають даній кількості дебіту рідини.

соляно-кислотна обробка (СКО)

Показники витіснення

поточний дебіт

додатковий видобуток

привибійна зона пласта (ПЗП)

свердловина

1. Бочаров В.А. Розробка нафтових пластів за умов прояву початкового градієнта тиску. - М.: ВНДІОЕНГ, 2000. - 252 с.

2. Кульбак С. Теорія інформативності та статистики. - М.: Наука, 1967. - 408 с.

3. Мірзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математична теорія експерименту у видобутку нафти та газу. - М.: Надра, 1977. - 229 с.

4. Мірзаджанзаде А.Х., Хасанов М.Ж., Бахтізін Р.М. Етюди про моделювання складних систем у нафтогазовидобутку. - Уфа: Гілем, 1999. - 464 с.

5. Уметбаєв В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капітальний ремонт свердловин. Ізоляційні роботи. - Уфа: РІЦ АНК "Башнафта", 2000. - 424 с.

6. Фаттахов І.Г. Інтеграція диференціальних завдань інтенсифікації видобутку нафти з прикладним програмуванням // Вісті вищих навчальних закладів. Нафта і газ. – 2012. – № 5. – С. 115–119.

7. Фаттахов І.Г., Кулешова Л.С., Мусін А.А. Метод обробки результатів експериментальних досліджень на прикладі полімер кислотного впливу на ПЗП експлуатаційних свердловин із застосуванням спеціального програмного забезпечення // Автоматизація, телемеханізація та зв'язок у нафтовій промисловості. - 2009. - № 3. - С. 26-28.

8. Швецов І.А., Манирін В.М. Фізико-хімічні методи збільшення нафтовіддачі пластів// Аналіз та проектування. - Самара, 2000. - 336 с.

9. Фаттахов І.Г. та ін. Свідоцтво про державну реєстрацію програми для ЕОМ № 2012611957. «Пошук». 2012 року.

Проблема створення надійної та досить достовірної методики прогнозу показників розробки є актуальною та найважливішою, незважаючи на довгу та копітку роботу багатьох вчених-нафтовиків та практично всіх галузевих та спеціалізованих інститутів нафтової промисловості.

На даний момент існує два принципово відмінні один від одного підходи, за допомогою яких можна прогнозувати технологічні показники розробки нафтових родовищ.

Перший ґрунтується на характеристиці витіснення нафти водою. При цьому використовуються показники історії розробки покладу нафти.

Другий підхід здійснюється за допомогою гідродинамічних математичних моделей процесу витіснення нафти водою із неоднорідного пласта.

Характеристики витіснення дозволяють ще й спостерігати за результатами геолого-технічних заходів, які з метою збільшення нафтовидобування.

Зробимо розрахунок ефективності застосування соляно-кислотної обробки (СКО) в умовах карбонатних колекторів Ташли-Кульського родовища за фактичними даними та характеристиками витіснення.

У табл. 1 представлені показники роботи свердловин № 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 до проведення СКО.

За даними звіту НГВУ «Туймазанафта» за грудень 2012 року про виконання геолого-технічних заходів видно, що після проведення СКО на свердловинах відбулося суттєве зростання дебіту нафти (табл. 2).

Розрахуємо фактичний приріст видобутку нафти по свердловинах (табл. 3):

∆Qн = Qн (після) - Qн (до).

Таблиця 1

Показники розробки до проведення дії

Номер свердловини

Таблиця 2

Показники розробки після проведення дії

Зробимо розрахунок технологічної ефективності застосування соляно-кислотної обробки (СКО) на свердловинах за характеристиками витіснення. У цій роботі розглянемо можливість застосування таких характеристик витіснення:

1. Сазонова Qн = А + В∙lnQж.

2. Максимова Qн = А + В · lnQв.

3. Давидова Qн = А + В∙(Qв/Qж).

4. Пірвердяна

5. Камбарова Qн = А + В/Qж.

6. Назарова Qж/Qн = А + В? Qв,

де Qн - поточний видобуток нафти у свердловині; Qв - поточний видобуток води у свердловині; Qж - поточний видобуток рідини у свердловині; А, В – коефіцієнти моделі, які визначаються з використанням методу найменших квадратів.

Для цього побудуємо графіки залежності Qн (lnQж) (рис. 1), Qн (lnQв) (рис. 2), Qн (Qв/Qж) (рис. 3), Qн (рис. 4), Qн (рис. 5) , Qж/Qн (Qв) (рис. 6).

Підставляючи фактичні значення поточного видобутку рідини після СКО, визначаються три значення можливого поточного видобутку нафти, які могли бути отримані, якби не було здійснено вплив на пласт. Віднімаючи ці розрахункові значення поточного видобутку з фактичного видобутку на ту саму дату, визначаються три значення можливого додаткового видобутку нафти в результаті СКО (табл. 4).

Мал. 1. Характеристика витіснення методом Сазонова

Мал. 2. Характеристика витіснення методом Максимова

Мал. 3. Характеристика витіснення методом Давидова

Мал. 4. Характеристика витіснення методом Пірвердяна

Мал. 5. Характеристика витіснення методом Камбарова

Мал. 6. Характеристика витіснення методом Назарова

Таблиця 4

Результати застосування СКО за характеристиками витіснення

Номер свердловини

Qн факт, т/добу

За Сазоновим

За Максимовим

За Давидовим

За Пірвердяном

По Камбарову

За Назаровим

Qн розрах., т/добу

∆Qн, т/добу

Qн розрах., т/добу

∆Qн, т/добу

Qн розрах., т/добу

∆Qн, т/добу

Qн розрах., т/добу

∆Qн, т/добу

Qн розрах., т/добу

∆Qн, т/добу

Qн розрах., т/добу

∆Qн, т/добу

p align="justify"> Ми бачимо, що результат розрахунку ефективності застосування впливу, проведений за фактичними даними, відрізняється від результату, розрахованого за характеристиками витіснення. Останній є об'єктивнішим, оскільки враховує реальну обводненість та умови експлуатації, що відповідають даній кількості дебіту рідини.

Таким чином, характеристики витіснення нафти водою є одним із інструментів розрахунку ефективності вироблення запасів. До того ж характеристики застосовні і є надійними і для аналізу та прогнозу процесу видобутку нафти як на певний етап розробки, так і на перспективу, оскільки ґрунтуються на фактичних показниках розробки покладів та враховують геолого-фізичну характеристику пласта та флюїдів, що насичують його, а також особливості ескплуатації свердловин, систему та щільність їх розміщення.

Рецензенти:

Хузіна Л.Б., д.т.н., доцент, професор, зав. кафедрою «Буріння нафтових та газових свердловин», ДБОУ ВПО «Альметіївський державний нафтовий інститут», м. Альметьєвськ;

Ягубов Е.З., д.т.н., професор, проректор з навчальної роботи, ФДБОУ ВПО "Ухтинський державний технічний університет", м. Ухта.

Робота надійшла до редакції 19.12.2014.

Бібліографічне посилання

Фаттахов І.Г., Новосьолова Д.В. РОЗРАХУНОК ЕФЕКТИВНОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЇ ОБРОБКИ ЗА ХАРАКТЕРИСТИКАМИ ВИТИСНЕННЯ // Фундаментальні дослідження. - 2014. - № 12-6. - С. 1186-1190;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (дата звернення: 05.01.2020). Пропонуємо до вашої уваги журнали, що видаються у видавництві «Академія Природознавства»

АННОТАЦІЯ

У статті розглянуто питання прогнозу показників розробки за характеристиками витіснення нафти водою з використанням методів матеріального балансу. Метод матеріального балансу дозволяє вирішувати низку завдань розробки, зокрема прогнозування технологічних показників. Для прогнозування показників розробки нафтового покладу за методом матеріального балансу необхідні такі дані: початкове та середнє пластові тиски, обсяги накопиченої та закачаної рідини, обсяги води, що вторгаються в пласт, об'ємні коефіцієнти нафти, газу та води, фазові проникності, динамічні в'язкості нафти та газу. Точність підрахованих за допомогою методу матеріального балансу показників залежить від підбору вихідних даних, їх повноцінності та від деяких припущень, покладених в основу розрахункових рівнянь. Також можна прогнозувати поточну нафтонасиченість залежно від поточної нафтовіддачі і характеристик нафти, газу і води, причому для водонапірного режиму поточна середня за пластом нафтонасиченість прогнозується шляхом визначення об'єму води, що вторгається в пласт.

Виходячи з рівнянь течії нафти та газу в пласті, визначають відносну проникність.

ABSTRACT

У матеріалі питання про обмеження показників розвитку для характеристик очищення олії за допомогою води з використанням методів матеріального балансу вважаються. Метод методу балансу дає змогу розв'язати низку проблем розвитку, в тому числі й обміну технологічними показниками. Наступні дані необхідні для того, щоб визначати показники розвитку сировини, як метод матеріального балансу: початкові і скорочені ресурси pressures, volumes of saved-up and pumped liquid, water volumes interfering in layer, volume coefficients of oil, gas and water phase permeability, dynamic viscosity of oil and gas. Пристосування показників спрямованих на методи матеріального балансу залежить від вибору основних даних, їх повного значення і від отриманих кількох припущень, які є основою для визначення еквівалентів.

Це також може бути прийнято, щоб поточний олив дощів залежно від поточних характеристик твердого та льоду, gas і water, і для driver water reservoir на поточному овершенні олійного опалення є встановлений відповідно до запасу опалювальної води.

Базований на еквівалентах потік олії та суші, relative permeability is determined.

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

Метод матеріального балансу дозволяє вирішувати низку завдань розробки, зокрема прогнозування технологічних показників.

Для прогнозування показників розробки нафтового покладу методом матеріального балансу необхідні такі дані:

початковий та середній пластові тиски;
обсяги накопиченої та закачаної рідини;
обсяги води, що вторгаються в пласт;
об'ємні коефіцієнти нафти, газу та води;
фазові проникності;
динамічні в'язкості нафти та газу.

Цей метод дає можливість прогнозувати за промисловими даними поточну нафтовіддачу.

, (1)

де: - Нагромаджений обсяг відібраної з пласта нафти;

- Початковий обсяг нафти в пласті;

– відповідно, об'ємні коефіцієнти нафти при тиску та p 0;

- об'ємний коефіцієнт газу при p;

– відповідно, обсяги розчиненого газу в одиниці обсягу нафти при початковому, поточному пластовому тиску та на поверхні.

Також можна прогнозувати поточну нафтонасиченість залежно від поточної нафтовіддачі і характеристик нафти, газу і води, причому для водонапірного режиму поточна середня за пластом нафтонасиченість прогнозується шляхом визначення об'єму води, що вторгається в пласт.

Виходячи з рівнянь течії нафти та газу в пласті, визначають відносну проникність

, (2)

де: – відповідно, фазові проникності по нафті та газу;

- Сумарний газонафтовий фактор;

– відповідно, динамічні в'язкості нафти та газу.

Точність підрахованих за допомогою методу матеріального балансу показників залежить від підбору вихідних даних, їх повноцінності та від деяких припущень, покладених в основу розрахункових рівнянь.

Якщо у розрахунках за методом матеріального балансу використовуються характеристики пластових нафт, одержувані в процесі дегазування в бомбі, що різко відрізняються від явищ, що відбуваються в пласті, тоді прогнозування середнього пластового тиску призводить до значних спотворень результатів.

У ряді випадків прогнозування показників розробки нафтових родовищ при заводнінні в тріщинуватих і тріщинуватопористих колекторах здійснюється тільки на підставі рішення рівняння матеріального балансу.

Під залежністю між сумарним видобутком нафти та сумарним видобутком рідини розуміється характеристика витіснення, але в подальшому під характеристиками витіснення стали розуміти і залежність сумарного видобутку нафти від сумарного видобутку води, а також залежності різних співвідношень між сумарними кількостями нафти, води та рідини.

Крім цього, до характеристик витіснення стали відносити і залежність між вмістом у потоці нафти або води від сумарних відборів нафти, води та рідини.

При прогнозуванні показників розробки тривалий час експлуатованого родовища, коли відомі значні фактичні дані про відбір нафти та води, розрахунок може здійснюватись з використанням характеристик витіснення.

Для цього спочатку інтерполують фактичні криві типу обводненість - накопичений видобуток нафти, обводненість - накопичений обсяг води, що закачується, поточна нафтовіддача - накопичений обсяг закачуваної води, а потім екстраполюють отримані залежності з метою отримання прогнозних показників.

Більшість рівнянь, що використовуються для обробки кривих витіснення, отримано емпіричним шляхом у результаті аналізу промислових даних (методи Камбарова, Назарова, Копитова та ін.). Частина моделей отримана в результаті теоретичного дослідження процесу витіснення нафти водою у деяких спрощених постановках.

Аналіз показує, що характеристики витіснення переважно можна розділити на дві групи:

інтегральні характеристики витіснення;
диференціальні показники витіснення.

У першу групу входять усі залежності, у формулах яких фігурують сумарні відбори нафти, води та рідини.

У другу ж – усі залежності, до формул яких входить вміст нафти або води та сумарні відбори нафти, води та рідини.

В якості альтернативи по відношенню до традиційних методів характеристик витіснення можна розглядати рівняння розробки, що використовуються в аналітичній методиці розрахунку технологічних показників розробки покладів при водонапірному режимі, що застосовується в ТатНИПИ нафту.

У цій методиці приймається, що динаміка поточного видобутку нафти і розрахунковий видобуток рідини за постійних умов розробки підпорядковуються показовому закону. В даному випадку відбір рідини буде знижуватися при відключенні обводнених свердловин, що характерно для пізньої стадії розробки. Крім того, ця методика враховує умови розробки, що змінюються в часі.

Метод ТатНИПИ нафта ґрунтується на наступних двох залежностях розробки:

(3)

де: – відповідно, поточні дебіти нафти та води;

- Початковий амплітудний дебіт всіх пробурених і введених в дію свердловин;

– відповідно, накопичені відбори нафти та рідини;

- відповідно, потенційні запаси нафти і рідини, що видобуваються, при необмеженому терміні розробки; - переказний коефіцієнт.

Для того щоб можна було користуватися рівняннями (3), необхідно спостерігати фактичні залежності питомих величин поточних відборів нафти і води апроксимувати кусочно-лінійними функціями, відображаючи вплив проведених технологічних заходів на прогнозовані кінцеві показники розробки в динаміці.

Далі, визначивши основні параметри об'єкта, що розробляється по прямолінійних ділянках перетворених кривих фактичних залежностей, обчислюється фільтраційний параметр .

Таким чином, за допомогою запропонованих рівнянь розробки адаптованих до історії експлуатації об'єкта можна прогнозувати поточні та кінцеві показники розробки.

Слід зазначити, що зазначений метод потребує подальшого вдосконалення, оскільки застосовувані рівняння розробки не охоплюють весь період експлуатації об'єкта.

Список літератури:

1. Оцінка ефективності експлуатаційних об'єктів пізньої стадії методами характеристик витіснення. / Р.Г. Хамзін, Р.Т. Фазлиєв. - ТатНІПІ нафту, Інтервал, № 9 (44), 2002.

2. Довідковий посібник з проектування розробки та експлуатації нафтових родовищ. Проектування розробки, видобуток нафти/Ш.К. Гіматутдінов, І.Т. Міщенко, О.І. Петров та інших. – М.: Надра, 1983, 463 з., т. I, 455 з., т. II.

References:

1. Кхамін Р.Г., Фазльєв Р.Т. Визначення ефективності production facilities at later stage by techniques of displacement characteristics. TatNIPIneft, Interval Publ., no. 9 (44), 2002. (In Russian).

2. Гіматутдінов Ш.К., Мішченко І.Т., Петров А.І. 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. ІІ. (In Russian).