Характеристики витіснення. Характеристики витіснення нафти, їх сутність та практичне значення. Характеристики витіснення, використовувані для вибору рівняння кривої обводнення для оцінки ефективності мун

Метод характеристик витіснення Камбарова.

При побудові характеристик витіснення, що використовують накопичені показники експлуатації ділянки, для розрахунку базового варіанту застосовується наступний алгоритм (на прикладі методу Камбарова - накопичена видобуток нафти Qн - зворотна величина накопиченої видобутку рідини 1/ Qж).

При заданому значенні коефіцієнта кореляції (зазвичай) визначається число точок m на прямолінійній ділянці даної залежності до застосування нестаціонарного заводнення по обводнених свердловинах (ділянкам). коефіцієнт кореляції r визначається з рівності

https://pandia.ru/text/79/568/images/image003_58.gif "width \u003d" 135 "height \u003d" 77 "\u003e, .

число точок mна прямолінійній ділянці визначається з умови, коли. Для визначення постійних коефіцієнтів аі bпрямолінійного ділянки характеристик витіснення по свердловинах (ділянкам) використовується метод найменших квадратів:

https://pandia.ru/text/79/568/images/image007_35.gif "width \u003d" 280 "height \u003d" 103 src \u003d "\u003e. (3)

Розрахункова накопичена видобуток нафти базового варіанту при заданої фактичної видобутку рідини визначається за формулою

, (4)

Оцінка ефективності результатів впливу на нефтенасищенной пласти.

Необхідно відзначити, що результати впливу на пласт можуть бути як позитивними, так і негативними, або нейтральними. Наприклад, розглянемо результати застосування ГРП на одному з родовищ.

Зазвичай гідравлічний розрив пласта розглядається як метод інтенсифікації видобутку продукції, а також як спосіб залучення в розробці не дренованих запасів нафти. Тому при визначенні ефективності проведеного ГРП можна використовувати характеристики витіснення.

Основна концепція дослідження ефективності технологій ГРП - зіставлення динамік накопичених показників розробки свердловини до і після застосування технології. В якості методів дослідження використовуються методи характеристик витіснення, засновані на аналізі динамічних залежностей накопичених показників. За основну взята характеристика витіснення Камбарова. Всі використовувані характеристики витіснення оперують накопиченими показниками розробки об'єкта «свердловина-пласт». Для визначення "базової" кривої характеристики витіснення (до проведення заходу) бралися точки не менше ніж за шість місяців до початку застосування технології. Для виключення впливу "людського фактора" базова пряма проводилася на основі методу найменших квадратів.

Будемо вважати, що застосування технології ГРП є успішним в якості методу підвищення нафтовіддачі, Якщо крива характеристики витіснення після початку застосування технології відхиляється від базової прямий вгору, що відповідає збільшенню видобутку нафти на той же обсяг видобутої рідини (зниження обводнення, підвищення якості нефтевитесненія) (див. Рисунок 1).

Малюнок 1. Характеристика витіснення Камбарова свердловини №ХХХХ. Вертикальної прямий відзначена точка проведення ГРП в координатах. Червона пряма - базова.

Застосування ГРП будемо вважати успішним в якості методу інтенсифікації вироблення запасів нафти, якщо після проведення заходу характеристика витіснення практично не змінюється протягом достатнього проміжку часу, при цьому дебіти нафти значимо зростають (збільшується крок по осі «накопичена видобуток нафти»). Це означає, що при збільшенні темпів відбору нафти частка нафти в потоці рідини практично не змінюється (рисунок 2.).

Застосування технології вважається неуспішним, Якщо після проведення ГРП крива характеристики витіснення відхиляється від базової кривої вниз, що відповідає зменшенню видобутку нафти на той же обсяг видобутої рідини (значне зростання обводнення, зниження якості нефтевитесненія) (рисунок 3).

Малюнок 2. Характеристика витіснення Камбарова свердловини №YYYY..gif "width \u003d" 391 "height \u003d" 256 "\u003e

Малюнок 3. Характеристика витіснення Камбарова свердловини №ZZZZ. Вертикальної прямий відзначена точка проведення ГРП в координатах Діфференція "href \u003d" / text / category / differentciya / "rel \u003d" bookmark "\u003e диференційовано для різних зон поклади обмежені. Він не дозволяє встановити розподіл поточних запасів нафти за площею та обсягом заводнених покладів, що абсолютно необхідно для регулювання процесу.

Характеристиками витіснення нафти називають побудовані за фактичними даними графічні залежності накопиченої видобутку нафти від накопичених або поточних значень видобутку рідини або води. Екстраполяція цих залежностей на перспективу дозволяє розраховувати очікувані технологічні показники розробки з відбору нафти і рідини, технологічну ефективність різних геолого-технічних заходів на свердловинах, а також залучені в розробку запаси нафти. За своєю сутністю характеристики витіснення є криві фазових проникностей для нафти і води, побудовані по промисловим, тобто фактичним даним.

Перевагами методу прогнозу заснованого на використанні характеристик витіснення є: обмеження мінімумом вихідної геолого-фізичної інформації для вибору способу прогнозу; обробка фактичного матеріалу експлуатації покладів; інтегральний облік геолого-фізичних характеристик і деяких технологічних особливостей розробки; простота прімененіяданного методу прогнозу. Запаси нафти визначаються за характеристиками витіснення безпосередньо , тобто без попереднього значення балансових запасів нафти і проектного КІН, визначення яких в окремих випадках утруднено.

При побудові характеристик витіснення річні і накопичені показники з видобутку нафти і води повинні виражатися в об'ємних одиницях в пластових умовах, тому що характеристики витіснення відображають процес фільтрації водонефтяной суміші в пласті. Характеристиками витіснення називаються статистичні залежності междуфактіческімі велічінамінакопленние з початку розробки відповідно видобуток нафти, води, рідини і водонефтяной фактор на ряд фіксованих дат t, Це так звані інтегральниепоказателі. поточні -
(За місяць, квартал або рік) відповідно видобуток нафти, води, рідини і обводненность продукції свердловин - це диференціальні показники. Величини, позначені «зірочками», є основними, всі інші можуть бути виведені з них, тобто є похідними основних. Вихідні дані для побудови характеристик витіснення беруться з паспортів розробки об'єкта (або паспортів свердловин, якщо будуються свердловини характеристики витіснення).

Існує велика кількість видів характеристик витіснення. Це пов'язано з необхідністю отримання характеристик повністю або частково лінійного виду, з тим, щоб полегшити процедуру їх екстраполяції на перспективний період, оскільки саме методом екстраполяції визначаються прогнозні показники розробки. Велика кількість характеристик витіснення пояснюється ще й тим, що кожна з них дає різні результати (зокрема, наприклад, при розрахунку залишкових видобутих запасів нафти) і для отримання більш-менш надійних прогнозних їх необхідно розрахувати за кількома параметрами, а потім прийняти осредненних велічіни.Наіболее широкого поширення набули такі характеристики витіснення:

Камбар Г.С. -

Пірвердян А.М. -

Сазонов Б.Ф. -

Максимов М.І. -

Назаров С.Н. -

Говоров А.М. -

Казаков А.А . -

Сипачев Н.В. -

Гусейнов Г.П. -

Шафран В.М. -

Копитов А.В. -

де t - час з початку розробки, роки, міс., сут ,;

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

Мовмига Г.Г. -

Вашуркін А.І. -

Контроль за поточною розробкою

нафтових родовищ

В процесі розробки пластовий тиск, а разом з ним і загальний видобуток нафти змінюється. Завданнями контролю і регулювання розробки нафтових родовищ є: виконання затверджених технологічних режимів роботи свердловин (депресія, відбір нафти і нафтового газу, тиск на забої і гирлі свердловини і ін.); забезпечення рівномірного просування контурів водоносности; обгрунтування методів впливу на пласт і привибійну зону свердловин; буріння нових свердловин; перенесення фронту нагнітання агента, організація осередкового і виборчого заводнення; регулювання і зміна відборів рідини по окремих свердловинах або групам свердловин, інші заходи з метою забезпечення найбільш повного вироблення запасів нафти по площі і розрізу поклади.

За перерозподілом тиску в пласті найбільш просто спостерігати за картками изобар, складеним на різні дати. Пластовий тиск в окремих свердловинах визначається їх розміщенням та розподілом дебітів по свердловинах. Для отримання більш повноцінної карти ізобар з великого числа експлуатованих свердловин вибирають групу опорних свердловин, в яких обов'язково раз в квартал проводиться завмер пластового тиску, результати вимірів використовуються для складання карти. Крім того виділяють спеціальні свердловини - пьезометрические. Зазвичай це свердловини з числа розвідувальних, що потрапили в законтурний (водяну) частину пласта або в газову шапку, а також з числа обвідного нафтових свердловин. Середній тиск по пласту може бути визначено як середньоарифметичне або середньозважене за площею за даними замірів окремих свердловин. П'єзометричного свердловини дозволяють уточнити не тільки карту изобар, а й отримати дані для судження про деякі властивості пласта в законтурне області.

Контроль за зміною дебітів нафти, рідини і вмістом води в продукції є основним завданням і здійснюється з самого початку розвитку нафтовидобувної промисловості. Важливе значення має і спостереження за зміною газового фактора, особливо при розробці нафтогазових покладів і нафтових покладів, які експлуатуються в умовах режиму розчиненого газу. Правильний висновок про стан розробки покладів немислимо без систематичних досліджень свердловин на приплив рідини в умовах сталих і несталих відборів (метод відновлення тиску).

Для більш точного регулювання закачування води необхідно знати кількість відібраної і закачується в кожен пласт рідини окремо. У видобувних свердловинах кількість видобутої рідини можна встановити за допомогою спеціального приладу - глибинного Дебітоміри. У нагнітальних свердловинах кількість поглиненої кожним пропластками води визначають глибинним витратомірами. Пізніше складаються профілі приемистости або віддачі відповідно по нагнітальним і добувним свердловинах. Для з'ясування точного місця розташування поглинаючих пластів можна застосовувати метод ізотопів. При цьому способі в свердловину закачують порцію води, в яку додають радіоактивний ізотоп. Потім за допомогою радіокаротажа визначають місце розташування пластів, що поглинув радіоактивні ізотопи.

14.11.2016

джерело: Журнал «PROнефть»

Основна стратегічна задача, яка в даний час стоїть перед нафтовими компаніями - підвищення ефективності бізнесу в умовах виснаження запасів в традиційних регіонах видобутку. У зв'язку з цим недостатньо тільки реагувати на вже подія, що відбулася, що спричинило зниження видобутку нафти. Необхідне впровадження проактивного підходу, що забезпечує перехід від діагностики причин втрат видобутку нафти до аналізу та управління видобутком.

Для прогнозу експлуатаційних показників можна використовувати різні моделі:

Статистичні (криві АРПС і Фетковіча, багатовимірні лінійні регресії, спектральні і вейвлет методи і ін.);

Феноменологічні (CRM, M-ARX і ін.);

Фізико-математичні.

Вирішенню цього завдання в розрізі одиночного елемента розробки або ділянки пласта з набором свердловин присвячена велика кількість публікацій. Залежно від передумов і вихідних умов їх автори розглядають одну модель або проводять порівняльний аналіз декількох моделей. Незважаючи на детальний розбір алгоритмів і наявність в більшості випадків досить докладну розповідь області їх застосування, практично у всіх роботах, за винятком, відсутні результати досліджень, що дозволяють оцінити прогнозну здатність моделей на базі промислових даних.

Грунтуючись на узагальненні результатів досліджень і власному досвіді, автори даної роботи прийшли до висновку, що оптимальний вибір виду і розмірності моделі визначаються наступними ключовими критеріями: наявністю рухомих водяний і газової фаз, що ускладнюють геологічних факторів, чутливістю до повноти і якості вихідних даних, можливістю автоматизації розрахунків . Керуючись зазначеними критеріями і структурою ресурсної бази компанії «Газпром нафта» по поточних активів, в якості пріоритетного була обрана модель диференціального матеріального балансу.

У статті розглядається базовий інструментарій блочного і факторного аналізів, наводяться алгоритм та методологічне зміст проактивного підходу, на основі якого розроблений інструмент підвищення ефективності управління базової видобутком.

Базовий інструментарій блочного і факторного аналізів

Метою блочного аналізу є системне регулювання розробки родовища комплексом геолого-технічних заходів (ГТМ), спрямоване на вирішення таких основних завдань:

Зниження темпів падіння базової видобутку нафти внаслідок недостатньої компенсації відборів закачуванням;

Досягнення і підтримання пластового тиску (ППД);

Збільшення темпів відбору залишкових видобутих запасів;

Досягнення максимального коефіцієнта вилучення нафти (КІН) при мінімальному накопичений водонефтяного факторі;

Скорочення непродуктивної закачування.

Для виконання блочного аналізу необхідно поділ об'єкта розробки на елементи заводнення - ділянки пласта, бажано гидродинамически замкнуті, задані для спрощення аналізу процесу заводнення. Принципова схема моніторингу ефективності заводнення за допомогою блочного аналізу наведена на рис. 1.

Кількісна оцінка впливу різних технологічних показників експлуатації свердловин на фактичний видобуток (по свердловині, осередку заводнення або в цілому по пласту), а також виявлення та розподіл причин недосягнення планових показників виконуються за допомогою факторного аналізу.

Мал. 1. Спрощена схема використання блочного аналізу

Методологічне зміст проактивного блочного аналізу (БПА)

Зробити інструмент блочного аналізу проактивним дозволив облік геолого-фізичних параметрів поклади і динаміки показників розробки родовища шляхом адаптації моделей матеріального балансу і характеристики витіснення. У підсумку після кардинальної доопрацювання алгоритмів послідовність виконання завдання виглядає наступним чином.

1. Адаптація PVT-параметрів. Адаптація виконується шляхом автоматичного підбору відносної щільності розчиненого газу (як правило, параметра, визначеного з найбільшою невизначеністю), що забезпечує виконання двох умов: об'ємні коефіцієнти нафти і води, як і стисливість нафти і води, по PVT-кореляції рівні заданому значенню (при початкових термобаричних умовах). Вид PVT-кореляцій вибирається виходячи з початкового газосодержания нафти.

2. Визначення часу затримки реакції свердловин (видобутку рідини) на зміну закачування. При прогнозі дебіту рідини враховується час затримки реакції на зміну закачування, яке залежить від пьезопроводності пласта і середньої відстані в елементі заводнення між видобувними і нагнітальними свердловинами. Час затримки реакції визначається в два етапи: аналітичне наближення і уточнююче кореляційний аналіз сумарних по осередку експлуатаційних показників.

3. Адаптація моделі матеріального балансу. У моделі матеріального балансу пластовий тиск на кожен хронологічний крок розраховується за рівнянням матеріального балансу

де N p - накопичена видобуток нафти, м 3; B o i, B w - поточний об'ємний коефіцієнт відповідно нафти і води, м 3 / м 3; N - балансові запаси нафти, м 3; B o i-1 -об'ємних коефіцієнт нафти на попередньому кроці, м 3 / м 3;
Δp - зміна пластового тиску щодо попереднього, МПа; c e - ефективна стисливість системи, МПа -1; W e - приплив води через контуру, м 3; W inj, W p - накопичена відповідно закачування і видобуток води, м 3.

При цьому на кожному кроці вирішуються рівняння фільтрації, уточнюються PVT-залежності, поточна нефтенасищенность, обсяг порового простору і набір другорядних параметрів, що також залежать від пластового тиску. Тому збіжність досягається шляхом ітеративного вирішення системи рівнянь.

Для адаптації моделі матеріального балансу застосовується один з методів безумовної оптимізації речової функції декількох змінних без використання градієнтів цільової функції. Поєднання модельних і фактичних даних досягається зміною коефіцієнта ефективної закачування і обсягу припливу води через контуру з урахуванням середнього поточного пластового тиску в елементі.

Функціонал невязки розраховується за формулою

де Q l f, Q l m - відповідно фактична і модельна видобуток рідини в осередку, м 3 / міс.

Для валідації розроблених алгоритмів була виконана серія розрахунків за елементами розробки, охопленим повторюваними гідродинамічними дослідженнями свердловин (ДДІВ). Результати ретроспективного аналізу по одному з ділянок Шінгінского родовища наведені на рис. 2.

Мал. 2. Порівняння прогнозних (модельних) і фактичних (за даними ДДІВ) значень пластового Pпл (а) і забійного pзаб (б) тиску

Відносна похибка визначення пластового тиску при прогнозі тривалістю 11 місяців не перевищує 15% в даному випадку і 17% в середньому по вибірці.

4. Адаптація моделі характеристики витіснення за фактичними даними. Модельна характеристика витіснення описує процес витіснення нафти в неоднорідному пласті і є функцією коефіцієнта витіснення, коефіцієнта варіації, співвідношення подвижностей, поточної і початкової обводнення.

В процесі адаптації мінімізується функціонал нев'язки

де K l f, K l m - відповідно фактичний і модельний КІН.
Приклад адаптації характеристики витіснення наведено на рис. 3.

5. Ретроспективний аналіз характеристики витіснення. Цей аналіз необхідний для дослідження характеру зростання обводнення: діагностики прориву закачуваної води з техногенних тріщин, формування конусів води, технічних проблем в свердловинах і кількісної оцінки втрат видобутку нафти внаслідок збільшення обводнення випереджаючим темпом.

В ході аналізу прогнозується видобуток нафти на заданий період при фіксованих видобутку рідини і закачування. Відхилення фактичних значень на характеристиці витіснення від прогнозних дозволяє своєчасно виявити аномальне зростання обводнення і вжити заходів щодо усунення його причин.

6. Прогноз показників розробки. Прогноз даних показників виконується при фіксованій (на останній місяць) закачування з урахуванням часу затримки реакції видобутку на зміну закачування.

Прогноз видобутку рідини і пластового тиску виконується шляхом спільного рішення рівнянь матеріального балансу і фільтрації на стаціонарному режимі з урахуванням PVT-залежностей.

Зміна рухливості в процесі розробки враховується уточненням ефективної в'язкості на кожному часовому кроці. Прогноз обводнення і видобутку нафти здійснюється за прогнозною характеристиці витіснення. Ключовим параметром, який визначається за моделлю витіснення, є також величина видобутих запасів нафти (при 98 і 100% -ної обводнення).

Мал. 3. Модельна (1) і фактична (2) характеристики витіснення

Завдяки проведеним консультаціям з профільними фахівцями компанії істотно розширено опціональний функціонал: сценарне моделювання (переклади видобувних свердловин під закачування), поділ втрат видобутку нафти на групи свердловин (зі сталим і несталим режимами фільтрації), облік свердловин з ГТМ та ін.

7. Розрахунок цільової закачування і компенсації. Цільовий рівень закачування і поточної компенсації визначається з умови запобігання в ході подальшої експлуатації втрат видобутку нафти внаслідок зниження пластового тиску.

При недокомпенсації додатково розраховується величина необхідного збільшення середньодобової закачування по елементу. Оперуючи цим значенням, можна оперативно прийняти рішення про метод впливу: наприклад, регулювання приемистости нагнітальних свердловин.

При поточному рівні закачування, перевищує цільовий, і поточному розрахунковому пластовому тиску, що перевищує початковий, по осередку видається рекомендація про необхідність зменшити прийомистість нагнітальних свердловин з метою запобігання «перекачування» ділянки поклади.

8. Деталізований факторний аналіз. Втрати видобутку нафти розраховуються за такими чинниками:

Пластовому тиску, розрахованому за моделлю матеріального балансу;

Забійні тиску;

Коефіцієнту продуктивності;

Обводнення (природною і випереджаючої);

Коефіцієнту експлуатації;

Середньому чинним фонду свердловин.

Втрати нафти ΔQ н через зниження видобутку рідини поділяються на втрати за коефіцієнтом продуктивності, пластовому та забійні тискам згідно з такими формулами:

де K пр - коефіцієнт продуктивності; W - обводненість; індекси 1 і 2 відповідають часу t 1 і t 2.

Втрати видобутку нафти через зростання обводнення поділяються на втрати по природному обводнення і обводнення випереджаючим темпом, розрахованим за результатами ретроспективного аналізу.

На етапах 1, 3 і 4 передбачена можливість повної автоматизації послідовності операцій.

Приклад діагностики втрат видобутку нафти через зниження пластового тиску наведено на рис. 4. Результати розрахунків свідчать про недостатню компенсацію відборів закачуванням, незважаючи на значну поточну компенсацію: 142% при цільовому рівні 158%. Непродуктивна закачування, ймовірно, обумовлена \u200b\u200bкрайовим розташуванням осередку і похибками розрахунку коефіцієнтів участі в розробці, так як розрахункова середня пластовий тиск в елементі узгоджується з результатами ДДІВ за трьома добувним свердловинах.

Мал. 4. Динаміка пластового тиску за результатами ПБА для елемента заводнення одного з експлуатаційних об'єктів ТОВ «Газпромнефть-Хантос»

Незважаючи на зростання видобутку рідини і нафти в останні 8 міс внаслідок проведення ГТМ щодо зниження забійного тиску в видобувних свердловинах, результати розрахунків свідчать про фактичне зниження пластового тиску (на 0,66 МПа за 8 міс) і збереженні негативного тренда на прогноз (на 0, 32 МПа за 3 міс). За результатами ПБА надано рекомендації щодо збільшення закачування до цільового рівня. Приклад діагностики втрат видобутку нафти через випереджальне обводнення свердловини продукції наведено на рис. 5.

Мал. 5. Характеристика витіснення за результатами ПБА для елемента заводнення одного з експлуатаційних об'єктів ТОВ «Газпромнефть-Хантос»

За результатами ретроспективного ПБА виявлено негативний характер зміни обводнення. Оперативна діагностика і проведення заходів по вирівнюванню профілів прийомистості в групі свердловин дозволили знизити темп зростання обводнення, що дало можливість запобігти більшу частину втрат нафти.

висновки

1. Розроблена методологія прогнозу динаміки показників розробки дозволяє перейти від реактивного аналізу до проактивного по більшості поточних активів компанії.

2. Реалізовані алгоритми сприяють вирішенню ряду найважливіших завдань з управління базової видобутком: мінімізувати втрати видобутку нафти внаслідок зниження пластового тиску, діагностувати зростання обводнення випереджаючими темпами і підвищити енергоефективність шляхом зниження непродуктивної закачування.

3. Впровадження ПБА в тестовому режимі на об'єктах ТОВ «Газпромнефть-Хантос» в 2015 р дозволило помітно підвищити ефективність і оперативність підготовки програм заходів по базовому фонду свердловин. Основний обсяг рекомендацій стосується заходи щодо вирівнювання профілів прийомистості і управління заводнением, в тому числі перекладів видобувних свердловин під закачування.

4. Результати тестової експлуатації свідчать про перспективність вдосконалення розробленого інструменту підвищення ефективності управління базової видобутком до рівня програмного забезпечення та подальшого його впровадження в промислову експлуатацію в блоці розвідки і видобутку.

Список літератури

1. Ojo K.P., Tiab D., Osisanya S.O. Dynamic Material Balance Equation and Solution Technique Using Production and PVT Data // Petroleum Society of Canada. - 2006. - March 1. - DOI: 10.2118 / 06-03-03.

2. Rezapour A., \u200b\u200bOrtega A., Ershaghi I. Reservoir Waterflooding System Identification and Model Validation with Injection / Production Rate Fluctuations // Society of Petroleum Engineers. - 2015. - April 27. - DOI: 10.2118 / 174052-MS.

3. Ling K., He J. Theoretical Bases of Arps Empirical Decline Curves // Society of Petroleum Engineers.
- 2012. - January 1. - DOI: 10.2118 / 161767-MS.

4. Decline Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases / L.E. Doublet, P.K. Pande, T.J. McCollum, T.A. Blasingame // Society of Petroleum Engineers. - 1994. - January 1. - DOI: 10.2118 / 28688-MS.

5. Izgec O., Sayarpour M., Shook G.M. Optimizing Volumetric Sweep Efficiency in Waterfloods by Integrating Streamlines, Design of Experiments, and Hydrocarbon Curves // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI: 10.2118 / 132609-MS.

6. Grinestaff G.H. Waterflood Pattern Allocations: Quantifying the Injector to Producer Relationship with Streamline Simulation // Society of Petroleum Engineers. - 1999. - January 1. DOI: 10.2118 / 54616-MS.

7. Thiele, M.R., Batycky R.P., Fenwick D.H. Streamline Simulation for Modern Reservoir-Engineering Workflows. Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI: 10.2118 / 118608-JPT.

8. Cao F., Luo H., Lake L.W. Development of a Fully Coupled Two-phase Flow Based Capacitance Resistance Model (CRM) // Society of Petroleum Engineers. -2014. - April 12. DOI: 10.2118 / 169485-MS.

9. Streamlines for the Target Injection Calculation in Complex Field Conditions / A. Gladkov, D. Kondakov, R. Gareev // Society of Petroleum Engineers. - 2013. - October 15. - DOI: 10.2118 / 166874-MS.

10. A Multivariate Autoregressive Model for Characterizing Producer-producer Relationships in Waterfloods from Injection / Production Rate Fluctuations / K.-H. Lee, A. Ortega, N. Jafroodi, I. Ershaghi // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI: 10.2118 / 132625-MS

11. El-Khatib N.A. Waterflooding Performance in Inclined Communicating Stratified Reservoirs // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI: 10.2118 / 126344-MS

12. Galeev D., Dadalko R., Potapov A. Criteria and Techniques of Waterflooding Adjustment for Brownfield (Russian) // Society of Petroleum Engineers. - 2014. - October 14. - DOI: 10.2118 / 171150-RU

13. Cao F., Luo H., Lake L.W. Development of a Fully Coupled Two-phase Flow Based Capacitance Resistance Model (CRM) // Society of Petroleum Engineers. - 2014. - April 12. - DOI: 10.2118 / 169485-MS

Автори статті: А.Н. Ситников, А.А. Пустовскіх, А.Ю. Шеремеев, А.С. Маргарит, А.В. Ахметов (Науково-Технічний Центр «Газпром нафти» (ТОВ «Газпромнефть НТЦ»)), Д.Ю. Колупаєв, Д.А. Іщук, М.А. Шакіров (ТОВ «Газпромнефть-Хантос»)

Останнє повідомлення

Kot_86 35 6

Гру 13

Добрий день.
Я студент. Для загального розвитку і для підготовки до курсового проекту хочу спрогнозувати показники родовища на 5 років. Обчислення виробляю 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 мислю.
У чому суть питання:
Є дані по родовищу (дані реальні; показники з самого початку розробки (з 1976 року); дані дані за кожен місяць аж до жовтня 2013 року), а саме: видобуток нафти, видобуток води, обводненість, накопичена видобуток нафти, накопичена видобуток води.
Візьмемо одну характеристику витіснення (при розрахунках, само собою, буду брати кілька), наприклад, І.І.Абизбаева ln (Qн (t)) \u003d a + b * ln (Qж (t)). Підставляємо наші дані (в даному випадку накопичену видобуток нафти і накопичену видобуток води) для розрахунку логарифмів. Будуємо графік залежності ln (Qн (t)) від ln (Qж (t). Додаємо на графік лінію тренда (лінійну) і рівняння для лінії тренду. Отримуємо рівняння виду y \u003d 0,006 * x + 1,985 (наприклад). Тобто . коефіцієнти a і b ми отримали.
1) Що необхідно для отримання прогнозу?
Наскільки я зрозумів, необхідно з самого початку зробити прогноз для Qж: побудувати графік Qж від t, додати ту ж саму лінію тренда, отримати рівняння виду Qж \u003d a + b * t. Підставляючи необхідні t - отримуємо прогнозне значення для Qж.
Потім вже, коли є прогноз для накопиченої видобутку рідини і є рівняння ln (Qn (t)) \u003d a + b * ln (Qж (t)) легко отримуємо прогноз для накопиченої видобутку нафти.
Це буде правильним рішенням?
2) Щодо ліній тренда. Правильніше буде будувати лінію тренда з самого початку розробки або ж у якійсь точці часу t, де ця для цієї самої лінії тренда точність апроксимації буде близька до 1 (в тому ж Excel, побудувавши графік, можна побудувати лінію тренда, відобразити рівняння цієї лінії і тут ж відобразити коефіцієнт апроксимації R ^ 2)?

Будь-яких прикладів / методичних посібників для моєї роботи в інтернеті я не знайшов. Просто хочу зрозуміти чи правильно я роблю.
P.S. Розумію, що на даному форумі вирішують куди вже більш складні завдання, але тим не менш прошу допомогти в даному питанні. Буду щиро вдячний за будь-роз'яснення / критику і т.д.

учасників

RomanK. +2161 11

Для студентської роботи рекомендую поставити режим постійного Qж на прогноз. Логарифм від накопиченої я рекомендую не використовувати, враховуючи довгу історію розробки в накопиченої 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 накопиченої видобутку нафти (низька в'язкість нафти до 2 сп), логарифм від обводнення від накопиченої видобутку нафти при середньої в'язкості і обводненість від логарифма накопиченої видобутку нафти для високої в'язкості або логарифм водонефтяного фактора від накопиченої видобутку нафти. Диференціальні характеристики вимагають итеративного розрахунку, тому що дебіт нафти залежить від обводнення, а обводненість від накопиченої видобутку нафти. Але Ексель легко справляється з ітеративними обчисленнями. Далі продовжуй розрахунок до досягнення 98% обводнення. Вважай економіку і на захист.

Antalik 1514 13 Kot_86 35 6

Спасибі Вам всім величезне. Не думав що так оперативно дадуть відповідь мені.
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 з приводу Petroleum Office. Так як ніколи не мав можливості попрацювати в даній програмі, при відкритті файлу, прикріпленого вище, відразу ж 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 - накопичена видобуток нафти
RF -відбір видобутих запасів
STOIP -початкові запаси
Я все правильно зрозумів?
Далі ... 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 доразбуріванія).

Kot_86 35 6

Тобто я правильно робив, коли будував лінію тренда для прогнозу показника у якійсь точці зволікає t і отримував точність апроксимації близьку до 1.
З цим начебто більш менш стало зрозуміло.
Тепер хочу розібратися в Petroleum Office і зробити прогноз як по діф.характерістіке витіснення, так і за допомогою того методу, який дав мені Antalik

Antalik 1514 13

Kot_86 - все вірно по позначенням.

RomanK пише:

Диференціальні характеристики вимагають итеративного розрахунку, тому що дебіт нафти залежить від обводнення, а обводненість від накопиченої видобутку нафти. Але Ексель легко справляється з ітеративними обчисленнями.

Ось це і сделалал. Графіки це просто залежності 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 Намудрували, можна напевно в першому наближенні залишити незмінним.

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 половину періоду історії розробки, який ви взяли за основу для прогнозування. тоесть якщо ви берете останні 10 років історії то прогноз робіть на 5 років.

Гоша +1183 13

alex_stan пише:
ще потрібно пам'ятати що для нормального розрахунку прогнозний період не повинен перевищувати половину періоду історії розробки, який ви взяли за основу для прогнозування. тоесть 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 по ситуації.
Якщо прогноз буде інтервальним, то в часі інтервал "від до" буде розширюватися, тоді, для прийняття рішення, потрібно задатися максимально допустимим відхиленням в% від базового прогнозу \u003d\u003e отримуємо межа прогнозування в часі.

Ну і при відсутності інших більш слушних доводів зробити щось на кшталт "blind test": вибираючи з декількох характеристик, як порадили вище, для підгонки тренда взяти "відносно стабільний" 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

Добрий день. Тільки сьогодні дійшли руки до комп'ютера. Вирішив знову сісти за розрахунки і ... знову завис.
Знову виникло кілька запитань:
1) Було запропоновано задати режим постійного Qж на прогноз. Тобто постійна видобуток рідини в рік, я правильно зрозумів? Використовувати це для всіх характеристик витіснення?
2) Диференціальні характеристики витіснення. Ніде не зміг знайти який-небудь перелік діф.характерістік. Чи не могли б Ви допомогти?
P.S. З приводу Petroleum Office: скачав, установив. При спробі що-небудь змінити / порахувати Excel вилетів. На цьому, поки що, моє знайомство з цим доповненням закінчилося :)

Aleksander 231 7

Kot_86 пише:
Добрий день. Тільки сьогодні дійшли руки до комп'ютера. Вирішив знову сісти за розрахунки і ... знову завис. Знову виникло кілька запитань: 1) Було запропоновано задати режим постійного Qж на прогноз. Тобто постійна видобуток рідини в рік, я правильно зрозумів? Використовувати це для всіх характеристик витіснення? 2) Диференціальні характеристики витіснення. Ніде не зміг знайти який-небудь перелік діф.характерістік. Чи не могли б Ви допомогти? P.S. З приводу Petroleum Office: скачав, установив. При спробі що-небудь змінити / порахувати Excel вилетів. На цьому, поки що, моє знайомство з цим доповненням закінчилося :)

1) та
2) насправді будь-яка характеристика витіснення в явному або неявному вигляді може бути представлена \u200b\u200bв інтегральної або диференціальної формі. А на практиці при створенні моделей для розрахунків більша перевага віддається 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 прошу вибачення за, можливо, дурні питання):
1) Припустимо Qж за рік взяв постійною. Але є характеристики витіснення, де використовуються або відразу 3 параметра (А.В.Давидов), або не фігурує Qж зовсім (М.І.Максімов). В обох випадках прогноз по накопиченої видобутку рідини я можу зробити (тому що Qж за рік - константа), але не можу спрогнозувати Qв і Qн. Qн залежить від Qж і Qв, а Qв від обводнення. Як бути?
2) Використовуючи кілька характеристик отримав різні показники. В кінцевому підсумку взяти середнє по ним?

Aleksander 231 7

1) якщо коротко теорію то дивись по існуючій класифікації характеристики витіснення поділяються на криві обводнення і падіння. Численні криві обводнення це залежності між накопиченими відборами нафти, води і (або) рідини або залежності між накопиченими відборами і обводненностью продукції. Криві обводнення характеризують процес обводнення свердловин (ділянки) в залежності від накопиченої видобутку рідини. Ці методи не можуть бути використані в період видобутку безводної нафти.
Криві падіння видобутку характеризують залежності поточного відбору нафти від фактора часу, а також залежності між поточними і накопиченими відборами нафти. Ці характеристики також призначені для оцінки ефективності технології підвищення нафтовіддачі пластів і технології інтенсифікації видобутку нафти за певний період падіння видобутку в часі. Криві падіння характеризують зміну видобутку нафти в часі.
Широко відомі методи характеристик витіснення підрозділяються на двох і трьох параметричні. Назва методу відповідає числу невідомих параметрів, необхідних для його реалізації. Для реалізації двопараметричних методів достатньою є або інтегральна, або диференціальна форма. Для реалізації трипараметричної методів необхідна побудова і інтегральних та диференціальних характеристик.
по-моєму все зрозуміло.
2) бери ту по якій коеф. кореляции ближче до 1,000.

Kot_86 35 6

Начебто ситуація знову з'ясувалася.
Спасибі вам величезне!
Завтра знову приступлю до роботи.

Kot_86 35 6

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

Kot_86 35 6

І ще: порахував по 7 характеристикам.
Але хочу взяти ще кілька, скажімо, Назаров-Сипачев Qж / Qн \u003d a + b * Qв. Прогноз по Qж є. Коеффіцінти a і 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 \u003d a + b * Qн де прогноз Qж, виходить, не дає нічого), Говорова-Рябініна і т.д.
І ще питання: чому власне можна для розрахунків задавати постійний Qж на прогноз? Тобто це просто можна теоретично припустити? Якого-небудь обґрунтування цього немає?

Aleksander 231 7

чому ж, є. У разі механізований видобутку нафти наприклад за допомогою ЕЦН. У кожного ЕЦН є своя характеристика - номінальний дебіт або продуктивність (м3 / добу). звідси і Qж \u003d const

Kot_86 35 6

Про це і забув зовсім. Дякую!
Залишилося з характеристиками розібратися.

Milanisto 61 8

Пам'ятаю в студентські роки теж курсач вважав за хар. вит, правда в MathCad. Там ось у чому заковика була: прогноз виходив дуже неточно, за приводу не послідовних показників розробки. Виявилося, що в той час за старою геологічної моделі це був єдиний об'єкт, а зараз за даними буріння модель уточнили і розбили на 3 (!) Блоку. Так-то буває.

FullChaos 875 12

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

Мамонт 251 11

Якщо є хороша історія розробки, то я б порадив використовувати залежність між водонефтяного фактором і накопиченої видобутком нафти. Відкриваєте Excel, і
1. Чи складаєте таблицю з колонками видобутку нафти і води за періоди (бажано по місяцях).
2. За значенням видобутку нафти і води по місяцях будується графік, вертикальна вісь якого, має логарифмічний масштаб. На вертикальну вісь відкладаються значення водонефтяного фактора, видобутку нафти і рідини за період, а на горизонтальній осі значення накопиченої видобутку нафти.
3. На графіку кривої водонефтяного фактора визначається стабільний, прямолінійний ділянку за яким визначається залежність водонефтяного фактора від накопиченої видобутку нафти (Excel сам знаходить формулу):
WOR \u003d a * EXP (b * Npt)
де:
WOR- водонефтяной фактор;
а, b - коефіцієнти логарифмічною залежності;
Npt- накопичена видобуток нафти на момент визначення водонефтяного фактора.
4. За залежності між водонефтяного фактором і накопиченої видобутком нафти визначається прогнозна видобуток нафти. При досягненні водонефтяного фактора значення 50, що відповідає 98% обводнення, накопичена видобуток буде відповідати вилученими запасами. Ці запаси повинні бути близькі до затвердженого вилученими запасами. Якщо вони сильно розходяться з затвердженими запасами, то треба перераховувати запаси або переглядати систему розробки.
5. Далі необхідно знайти логарифмічну залежність між значенням водонефтяного фактора і значенням видобутих запасів по прямій лінії. Координати початковою точкою цієї лінії будуть відповідати останнім фактичним значенням водонефтяного фактора і накопиченої видобутку, а координати кінцевої точки будуть відповідати значенням водонефтяного фактора 50 і кінцевим вилученими запасами нафти (затвердженим або оціночним).
6. З цієї залежності визначаються коефіцієнти логарифмічною залежності водонефтяного фактора від накопиченої видобутку нафти а й b і розраховуються прогнозні значення водонефтяного фактора:
WOR \u003d a * EXP (b * Npt).
7. Знаючи прогнозні значення водонефтяного фактора, розраховується базова видобуток нафти і води прогнозного періоду.
8. При зміні видобутку рідини (збільшення за рахунок заходів, зменшення за рахунок зупинки обводнених свердловин), прогнозна видобуток нафти буде визначатися по прогнозному значенню ВНФ.
Взяв з журналу «Вісник ЦКР» № 3 2013 рік.

RomanK. 2161 11

М \u003d 1.0 (легка нафта)

М \u003d 10.0 (середні в'язкості)

M \u003d 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. В цьому випадку хороша, надійна лінія від 20% до 80% обводнення, далі не має сенсу продовжувати.

mishgan 130 12

RomanK. пише:
Часто використовую LN (ВНФ) від Qнефті.
З радістю представляю теоретичні лінії для різних співвідношень рухливості. Я б не рекомендував для маловязких нафт використовувати цю характеристику витіснення. Також не рекомендую використовувати для визначення запасів при 100% обводнення.

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

RomanK. +2161 11

Привіт товариш! Під отсечкой 50, ти мабуть маєш на увазі LN (49) \u003d 3.892, на графіках моїх це помаранчева, пунктирна лінія. Під 100% я дійсно пролетів, там 99.99%. Ймовірну помилку видно на останньому графіку.
Якщо продовжувати з обводнення 80% до помаранчевої риси - це приблизно 14 тис.тонн, хоча дійсно буде трохи менше 12 тис.тонн. Найчастіше адже за характером кривої судять про "зміни в розробці або проведені заходи".

Я хочу зазначити задирание "хвоста" вгору (фіктивне скорочення запасів) для легкій нафті

Мамонт 251 11

Цікаві графіки.

mishgan 130 12

мамонт пише:

Чому лінія ВНФ загинається вгору (знижуючи запаси) при досить невисокому (70-80%) обводнюванні?
...
Продовжимо їх, ну, хоча б до значення ВНФ рівному 20. Найбільша накопичена видобуток нафти складе при М \u003d 1. Найменша при М \u003d 100.

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

RomanK. +2161 11

мамонт пише:
Цікаві графіки.
Чому лінія ВНФ загинається вгору (знижуючи запаси) при досить невисокому (70-80%) обводнюванні? Логіка (я б сказав, мистецтво) в іншому - не дати зігнутися цієї лінії.
Мені видається, що чим легше нафту, тим вона більш більш рухливими і, тому, більш яку видобувають, про що свідчать і Ваші графіки. Давайте подумки продовжимо прямолінійний ділянку на всіх трьох графіках (М \u003d 1; М \u003d 10; М \u003d 100). Продовжимо їх, ну, хоча б до значення ВНФ рівному 20. Найбільша накопичена видобуток нафти складе при М \u003d 1. Найменша при М \u003d 100.
Що стосується запасів при 100% обводнення. Може бути, є сенс зупинити всі обводить свердловини і залишити тільки ті продукція, яких відповідають базового значення 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) \u003d a + b * Qн не надто фізична, тому як при 100% обводнення Ln (ВНФ) спрямовується в нескінченність, що призводить до невизначеності в видобутих запасах в принципі. Вводяться штучні обмеження по 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 обводненностью. Наприклад, перебуваючи в точці з обводненностью 75% (Ln (ВНФ) \u003d 1,1, Qн \u003d 9 т.т) і маючи залишкові видобувні запаси запаси (12-9 \u003d 3 т.т), прогноз по лінійної залежності покаже залишкові запаси 14-9 \u003d 5 т.т. Нефігово така помилка ...

DimA1234 253 12

Пользую логарифм ВНФ від накопиченої нафти, і накопичена нафту від накопиченої рідини.

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

RomanK. +2161 11

mishgan пише:
Рома, я трохи про інше говорив. Прогнозування по прямій Ln (ВНФ) \u003d a + b * Qн не надто фізична, тому як при 100% обводнення Ln (ВНФ) спрямовується в нескінченність, що призводить до невизначеності в видобутих запасах в принципі. Вводяться штучні обмеження по 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 обводненностью. Наприклад, перебуваючи в точці з обводненностью 75% (Ln (ВНФ) \u003d 1,1, Qн \u003d 9 т.т) і маючи залишкові видобувні запаси запаси (12-9 \u003d 3 т.т), прогноз по лінійної залежності покаже залишкові запаси 14-9 \u003d 5 т.т. Нефігово така помилка ...

Я зрозумів. Дійсно, якщо оцінювати "залишкові запаси" при високій обводнення, цей проклятий хвіст може неконтрольовано (кратно, чому б і ні?) Збільшити запаси. Гарне зауваження.

mishgan 130 12

мамонт пише:

У даній темі ми говоримо про прогноз показників розробки. Головна моя думка полягає в тому, що я пропоную прогнозувати рівні видобутку строго по прогнозному значенню ВНФ (при тому чи іншому обсязі видобутку рідини), слідуючи прямим шляхом до вилученими запасами (але це не означає, що немає інших прийомів).

Мамонт 251 11

RomanK. пише:
мамонт пише:
Цікаві графіки.
Чому лінія ВНФ загинається вгору (знижуючи запаси) при досить невисокому (70-80%) обводнюванні? Логіка (я б сказав, мистецтво) в іншому - не дати зігнутися цієї лінії.
Мені видається, що чим легше нафту, тим вона більш більш рухливими і, тому, більш яку видобувають, про що свідчать і Ваші графіки. Давайте подумки продовжимо прямолінійний ділянку на всіх трьох графіках (М \u003d 1; М \u003d 10; М \u003d 100). Продовжимо їх, ну, хоча б до значення ВНФ рівному 20. Найбільша накопичена видобуток нафти складе при М \u003d 1. Найменша при М \u003d 100.
Що стосується запасів при 100% обводнення. Може бути, є сенс зупинити всі обводить свердловини і залишити тільки ті продукція, яких відповідають базового значення ВНФ.
У даній темі ми говоримо про прогноз показників розробки. Головна моя думка полягає в тому, що я пропоную прогнозувати рівні видобутку строго по прогнозному значенню ВНФ (при тому чи іншому обсязі видобутку рідини), слідуючи прямим шляхом до вилученими запасами (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 \u003d 12 тис.тонн, не всі варіанти я дотягнув до 99% обводнення, але можу і зробити (я ілюстрував дещо інше, і для ілююстраціі це повна картина). Так що як не продовжувати, більше 12 тис.тонн фізично добути неможливо. Просто як день - немає нафти. Тому щось продовжувати і винаходити запасів-яких-ні не варто. Мішген вірно говорить, всі ці графіки будуть асимптотично приблежается до цифри 12, але ніколи не перетинати її.

Чому LN (ВНФ) НЕ лінія? А чому вона повинна 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 по прогнозуванню показників розробки і питання як це робити.
Ну як би за вікном 2014 рік, все вже придумано до нас. Власне мої ілюстрації і є відгомони вже реалізовані, опробванного і успішно забутого аналітичного прогнозування.

Ми говоримо про різні овочах. Спасибі Мішген. Ваша фраза «Часто використовую LN (ВНФ) від Qнефті» ніякого відношення до характеристики про яку я говорю не має. Спробуйте зробити графік, вертикальна вісь якого матиме логарифмический масштаб, а горизонтальна звичайний масштаб. На вертикальну вісь нанесіть значення ВНФ (НЕ логарифм від ВНФ), а на горизонтальну вісь значення накопиченої видобутку нафти. Ви отримаєте щось жахливе або досить пряму лінію (в залежності від якості інформації, що надходить). Знайдіть стабільний ділянку на цій лінії і формулу цієї лінії. Втім, все це я писав више.Как вставити графік?
RomanK. 2161 11

Мішген, відразу видно досвідченої людини. Абсолютно согласен с тобой.
Наведені мною ілюстрації показують характеристику витіснення для одного, замкнутого елемента (ділянки розробки). В реальності підсумкова характеристика витіснення це сума характеристик витіснення, якщо наприклад розкласти підсумкову ХВ, на складові частини можна побачити компоненти.
Наприклад, я аналізував буріння по роках і підсумкова характеристика витіснення в логмасштабе була лінійна, що приводила до підсумку ніби буріння не збільшив запаси. Далі, розділивши буріння по роках, тобто провівши декомпозицію чітко видно, що лінія в логарифм це наслідок введення нових запасів. У рік завершення буріння лінія перестала існувати, що трактується як "все пропало".
Хоча це не так.

Мамонт 251 11

mishgan пише:
мамонт пише:

У даній темі ми говоримо про прогноз показників розробки. Головна моя думка полягає в тому, що я пропоную прогнозувати рівні видобутку строго по прогнозному значенню ВНФ (при тому чи іншому обсязі видобутку рідини), слідуючи прямим шляхом до вилученими запасами (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 справа техніки ...
Займаючись прогнозуванням видобутку я теж бачив багато родовищ з лінійним поведінкою Ln (ВНФ) від Qн. І це аж ніяк не суперечить тому, що реальна характеристика загинається догори. Це дуже легко пояснити. Спрощено, загальний видобуток складається з видобутку по "базовим свердловинах" (без ГТМ), сумарна характеристика яких поводиться 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 і далі буде слідувати цій прямій лінії. Але це помилково в зв'язку з тим, що в певний момент закінчаться ГТМ з приростом запасів і характеристика таки загнеться догори. Тому і прогноз потрібно вести окремо для видобутку від бази + і окремо для видобутку від ГТМ. А просто накладати пряму на характеристику витіснення це схоже на лотереї

ГТМ тут ні до чого. 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

мамонт пише:
«Часто використовую LN (ВНФ) від Qнефті» ніякого відношення до характеристики про яку я говорю не має. Спробуйте зробити графік, вертикальна вісь якого матиме логарифмический масштаб, а горизонтальна звичайний масштаб. На вертикальну вісь нанесіть значення ВНФ (НЕ логарифм від ВНФ), а на горизонтальну вісь значення накопиченої видобутку нафти.

Підкажіть в якому році і який ВНЗ ви закінчували?

Мамонт 251 11

Ну, на цьому, мабуть, і перервемося. Вже дуже красиві графіки, не посперечаєшся. У мене такі не вдаються, навіть при досягненні обводнення в 95%. Погодимося з таким фахівцем, що при досягненні обводнення 70% родовище закриваємо.

RomanK. +2161 11

Чому ви до себе на Ви і чому родовище закриваємо?
Такого ніхто не говорив, це ваша фантазія.

DimA1234 253 12

Я зрозумів Мамонта ось так (картинка).

На мій погляд, толково - використовувати таку ХВ для оперативного управління розробкою. Просто і зрозуміло.

Блін, як картинки вставляти?

RomanK. +2161 11

DimA1234 пише:
На мій погляд, толково - використовувати таку ХВ для оперативного управління розробкою. Просто і зрозуміло.

Власне, так воно вже як століття і використовується :)
І є ще одне зауваження, використання характеристик витіснення передбачає 100% компенсацію. Це багато успішно забули. Наприклад, можна перестати нагнітати воду і почати знижувати обводненість - це викличе фіктивний зростання запасів, тоді як нафта буде відбиратися за рахунок пружного запасу. У цьому криється секрет ефективності циклічного заводнення, коли при всій 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 одне і те ж, кому як зручніше ...

мамонт пише:

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

поважаючи ваш вік і досвід, дозволю собі прокоментувати, що ГТМ в сучасному світі нафтової галузі це не тільки заходи щодо інтенсифікації, які ви описуєте. Те, про що розповідалося вище, відносилося до тих ГТМ, які прирощується запаси. Тобто в основному буріння і ЗБС. Вони якраз і спрямляют характеристику. Як тільки ми перестанемо нарощувати запаси (вводити свердловини з більш низькою обводненностью) про лінійність доведеться забути. Я не знаю як ще більш зрозуміліше донести цю просту думку.
А ось, що ви говорите.
У нас є родовище, видобуток в динаміці складається з 1) базової видобутку разом з ГТМ по інтенсифікації + 2) видобутку від введення нових свердловин і ЗБС (ГТМ з приростом запасів). Побудувавши по ньому ХВ ви бачите лінійний ділянку і, вуаля, прогнозуєте по ньому видобуток вперед з якихось заданих відбором рідини. Припустимо. Але ви помічаєте, що цей видобуток ви обзиваєте БАЗОВОЇ ?! Тобто ви вважаєте, що цей тренд базовий, а такі ГТМ, як буріння і ЗБС, будуть тільки додавати запасів понад цього тренда? 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 логмасштабе була лінійна, що приводила до підсумку ніби буріння не збільшив запаси. Далі, розділивши буріння по роках, тобто провівши декомпозицію чітко видно, що лінія в логарифм це наслідок введення нових запасів. У рік завершення буріння лінія перестала існувати, що трактується як "все пропало".

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

Мамонт 251 11

Був неуважний і дав привід позлорадствовать розумникам. Сам винен.
DimA1234, Ви абсолютно праві. Тільки фразу «Все добре, виходимо на НИЗ при меншій обводнення» я б замінив фразою «Все добре, залучаємо до розробку невраховані запаси і збільшуємо нефтеотдачу (НИЗ)». Іншими словами, запаси були занижені.
До RomanK і mishgan не доходить. Проте RomanK. вимовляє розумну фразу «Власне, так воно вже як століття і використовується». Може бути на Заході та, у нас до сих пір не скрізь це застосовується.
Представлений RomanK графік треба б розбити на дві частини - історія і прогноз.
RomanK, покажіть на графіку формулу залежності між ВНФ і накопиченої видобутком нафти по прямолінійній ділянці історії. За цією формулою знайдіть значення ВНФ на наступний, після фактичного, період при будь-якому (реальному) об'ємі рідини. Це значення буде базовим значенням ВНФ. Іншими словами, визначте яку свердловину з двох треба ремонтувати, ту, яка після ремонту дасть 300 м3 води і 20 т. Нафти, або ту, яка після ремонту дасть 80 м3 води і 10 т нафти. Я поки не знаю. Тому що не знаю базового значення ВНФ. Коли будете знати базове значення ВНФ, будете ремонтувати ту свердловину, значення ВНФ якої ближче до базового значення ВНФ.
Mishgan, я взагалі не говорю про базову видобуток. Я говорю про базове значення ВНФ. Ви назвали слово «інтенсифікація». Що таке інтенсифікація? Не подумайте, що я не знаю. Я хочу знати, знаєте це Ви чи ні? Чим відрізняється інтенсифікація від оптимізації? Wasteland Rat пише:

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

Mishgan, також відповідально Вам заявляю, що ніякі ГТМ НЕ прирощується запаси. Запаси вуглеводнів були зроблені нашою матінкою Землею і велике спасибі 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 вчився. А свердловини, в яких зроблені ті чи інші ГТМ ці запаси витягають. І у кожній свердловині (ГТМ) є свій потенціал, більше якого вона дати не може. Люди, підрахувавши запаси і оцінивши КІН розставляють (проектують) свердловини на поклади, бурят і вводять їх в експлуатацію. Одні свердловини вводять з метою відбору рідини, інші з метою компенсації відбору рідини.
І ось, якщо підрахунок запасів і КІН підраховані правильно, система розробки складена грамотно, свердловини (і поклад в цілому) на всіх стадіях розробки експлуатуються відповідно до їх потенціалом і збереженням матеріального балансу, то в кінцевому підсумку з поклади будуть відібрані всі підраховані запаси при досягненні обводнення 98% або значенні ВНФ \u003d 50. Розробка в цьому випадку буде йти по прямій залежності між ВНФ і накопиченої видобутком, координати останньої точки якої матимуть значення 50: НИЗ.
Такого, як правило, не буває. Буває коли свердловини або не до відбирають або пере відбирають запаси (не плутати з потенціалом свердловини). Коли свердловини не до відбирають запаси, пряма графіка більш вертикальна і треба проводити роботи по оптимізації розробки, тобто направити пряму графіка 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 розробка свердловин (з їх всілякими ГТМ) привела до збільшення нафтовіддачі. Буває і так, коли розробка йде по прямій у якій координати останньої точки 50: НИЗ, але термін розробки дуже довгий. Певними ГТМ термін розробки можна скоротити, залишаючись на цій лінії. Такі ГТМ приведуть до інтенсифікації розробки. Щоб визначити в якому з трьох випадках буде знаходитися поклад в прогнозному періоді, необхідно знати базове значення ВНФ.
RomanK, щоб помітити, як нові свердловини немов попелюшки в ніч з 31 грудня на 1 січня терют свій "досягнутий і перевиконання дебіт по нафті", за який вже нараховано премію (до речі, не тільки нові), треба щодоби вести зведення видобутку, здачі та наявності нафти в парку і закачування підтоварної води, а не віддавати все на відкуп подготовщик. І цю зведення збивати з щомісячною геологічної звітністю.

Наводиться порівняння розрахунку ефективності застосування соляно-кислотної обробки за характеристиками витіснення і за фактичними даними на свердловинах Ташла-Кульського родовища. Розглядаються наступні характеристики витіснення: Сазонова, Максимова, Давидова, Пірвердяна, Камбарова, Назарова. За рівнянням залежностей будуються графіки і виводяться рівняння регресії. Підстановкою значень поточного видобутку рідини в отримані рівняння отримуємо можливу здобич нафти без застосування обробки. Віднімаючи обчислені дані з фактичних, отримуємо додатковий видобуток нафти в результаті застосування соляно-кислотної обробки. Порівнюючи результати розрахунку ефективності застосування впливу, проведені за фактичними даними і за характеристиками витіснення, знаходимо значні відмінності. Робимо висновок, що результати, розраховані за характеристиками витіснення, є більш об'єктивними, так як враховують реальну обводненість і умови експлуатації, відповідні даному кількості дебіту рідини.

соляно-кислотна обробка (СКП)

характеристики витіснення

поточний дебіт

додатковий видобуток

привибійна зона пласта (ПЗП)

свердловина

1. Бочаров В.А. Розробка нафтових пластів в умовах прояву початкового градієнта тиску. - М .: ВНІІОЕНГ, 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 і газу. - М .: Недра, 1977. - 229 с.

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

5. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капітальний ремонт свердловин. Ізоляційні роботи. - Уфа: РІЦ АНК «Башнефть», 2000. - 424 с.

6. Фаттахов І.Г. Інтеграція диференціальних завдань інтенсифікації видобутку нафти з прикладним програмуванням // Известия 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 і зв'язок в нафтовій промисловості. - 2009. - № 3. - С. 26-28.

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

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

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

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

Перший заснований на характеристиці витіснення нафти водою. При цьому використовуються показники історії розробки поклади нафти.

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

Характеристики витіснення дозволяють до того ж спостерігати за результатами геолого-технічних заходів, вироблених з метою збільшення нефтеизвлечения.

Зробимо розрахунок ефективності застосування соляно-кислотної обробки (СКП) в умовах карбонатних колекторів Ташла-Кульського родовища за фактичними даними і за характеристиками витіснення.

У табл. 1 представлені показники роботи свердловин № +1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1 353 до проведення СКО.

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

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

ΔQн \u003d Qн (після) - Qн (до).

Таблиця 1

Показники розробки до проведення впливу

номер свердловини

Таблиця 2

Показники розробки після проведення впливу

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

1. Сазонова Qн \u003d А + В ∙ lnQж.

2. Максимова Qн \u003d А + В ∙ lnQв.

3. Давидова Qн \u003d А + В ∙ (Qв / Qж).

4. Пірвердяна

5. Камбарова Qн \u003d А + В / Qж.

6. Назарова Qж / Qн \u003d А + В ∙ Q в,

де Qн - поточна видобуток нафти в свердловині; Qв - поточна видобуток води в свердловині; Qж - поточна видобуток рідини в 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 можливої \u200b\u200bпоточного видобутку нафти, які могли б бути отримані, якби не було здійснено вплив на пласт. Віднімаючи ці розрахункові значення поточного видобутку з фактичного видобутку на ту ж дату, визначаються три значення можливої \u200b\u200bдодаткової видобутку нафти в результаті СКО (табл. 4).

Мал. 1. Характеристика витіснення за методом Сазонова

Мал. 2. Характеристика витіснення за методом Максимова

Мал. 3. Характеристика витіснення за методом Давидова

Мал. 4. Характеристика витіснення за методом Пірвердяна

Мал. 5. Характеристика витіснення за методом Камбарова

Мал. 6. Характеристика витіснення за методом Назарова

Таблиця 4

Результати застосування СКО за характеристиками витіснення

номер свердловини

Qн факт, т / добу

за Сазонову

за Максимову

за Давидову

за Пірвердяну

за Камбарова

за Назарову

Qн расч, т / добу

ΔQн, т / добу

Qн расч, т / добу

ΔQн, т / добу

Qн расч, т / добу

ΔQн, т / добу

Qн расч, т / добу

ΔQн, т / добу

Qн расч, т / добу

ΔQн, т / добу

Qн расч, т / добу

ΔQн, т / добу

Ми бачимо, що результат розрахунку ефективності застосування впливу, проведений за фактичними даними, відрізняється від результату, розрахованого за характеристиками витіснення. Останній є більш об'єктивним, тому що враховує реальну обводненість і умови експлуатації, відповідні даному кількості дебіту рідини.

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

рецензенти:

Хузину Л.Б., д.т.н., доцент, професор, зав. кафедрою «Буріння нафтових і газових свердловин», ГБОУ ВПО «Альметьєвський державний нафтовий інститут», м Альмет'євськ;

Ягубов Е.З., д.т.н., професор, проректор з навчальної роботи, ФГБОУ ВПО «Ухтинский державний технічний університет», м Ухта.

Робота надійшла до редакції 19.12.2014.

бібліографічна посилання

Фаттахов І.Г., Новосьолова Д.В. РОЗРАХУНОК ЕФЕКТИВНОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ соляно-кислотної обробки ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ витіснення // Фундаментальні дослідження. - 2014. - № 12-6. - С. 1186-1190;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id\u003d36298 (дата звернення: 05.01.2020). Пропонуємо вашій увазі журнали, що видаються у видавництві «Академія природознавства»