Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений на примере месторождения Кокайты

кокайты нефть вытеснение недра

Общие понятие о характеристике вытеснения

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений стоит вопрос о качественной и количественной оценке производительности и эффективности применяющихся методов. В силу неповторимости технологических и геолого-физических условий, в силу неповторимости производственных и природных факторов, оказывающих влияние на эффективность проведенных мероприятий, а также в силу сочетаний различных факторов для каждого конкретного случая, оценка эффективности воздействия на месторождение, пласт, призабойную зону пласта обладает достаточной степенью сложности.

В данной сложившейся ситуации возник вопрос о применении методов математической статистики для решения ряда задач связанных с оценкой эффективности проводимых мероприятий направленных на повышение нефтеотдачи. Возникновение данной проблемы связано с тем, что применение классических приемов из состава математического аппарата, применительно к таким сложным объектам, как объекты разработки, не дает возможности описать происходящие в недрах процессы. Построение математических моделей и их описание не дает возможности наиболее полно и адекватно охарактеризовать требуемые процессы, и тем более давать какие либо прогнозы на будущее. Таким образом, развитие методов применяемых для осуществления оценки эффективности и прогноза показателей разработки пошло по пути применения методов математической статистики.

Более 40 промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки на основе экстраполяции промысловых данных предложено на данный момент различными авторами. Предложенные методы описываются кривыми вытеснения — различными зависимостями между величинами отборов нефти, воды и жидкости.

Характеристики вытеснения подразделяются на две большие группы: кривые обводнения и кривые падения. Кривые обводнения — это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин, участка, месторождения и зависимости от накопленной добычи жидкости. Кривые падения — это зависимости между текущей и накопленной добычей нефти от фактора времени, а также зависимости между текущей и накопленной добычей нефти. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени. Старейшими промыслово-статистическими методами являются методы М. И. Максимова, И. Г. Пермякова, А. М. Пирвердяна. Промыслово-статистические методы обладают достаточно высокими погрешностями при определении на ранних стадиях, но они весьма широко используются в различных исследованиях, и рекомендованы в различных руководящих документах (РД) в силу их простоты и экспрессности.

В силу того, что характеристики вытеснения характеризуют процессы, протекающие на месторождении со статистической точки зрения, и, следовательно, в силу своих свойств, данные методы позволяют осуществлять определение прогнозных значений показателей разработки, таких как:

1. Прогноз предельных значений накопленной добычи нефти, когда, водонефтяной фактор стремится к бесконечно большому значению. Иными словами, возможно определить максимально возможные извлекаемые запасы нефти;

2. Задаваясь значением балансовых запасов, возможно осуществить нахождение максимально возможного значения коэффициента нефтеизвлечения;

3. Прогноз текущих значений накопленной добычи нефти, воды, жидкости, водонефтяного фактора, задаваясь значением обводненности продукции. Так задаваясь значением обводненности добываемой жидкости = 99%, мы получим прогнозное значение реально возможных извлекаемых запасов нефти.

4. Задаваясь значением балансовых запасов, возможно осуществить нахождение прогнозного значения реально достижимого коэффициента нефтеизвлечения (КИН).

Общие сведения о месторождении Кокайты

Месторождение Кокайты расположено на территории Джаркурганского района Сурхандарьинской области Республики Узбекистан, в 20 км к северо-востоку от районного центра Джаркурган.

В орографическом отношении площадь представляет собой небольшую возвышенность среди всхолмленного плато, северо-восточного простирания, примыкающая к западному склону хребта Ак-Тау. Средняя часть складки сильно изрезана узкими глубокими оврагами. Строение складки по поверхности месторождения совпадает с глубинным строением. Самая высокая часть складки — центральная. Эта часть складки как и вся сводная часть, протягивающаяся на север и юг, сложена красноцветными песчаниками и глинами II свиты неогена, в местах входов пластов песчаника, переслаивающегося с глинами и алевролитами, образуются более пологие формы рельефа. Общие размеры выходов коренных пород составляют 15−20% всей площади.

Возвышенность Кокайты расчленено оврагами. Особенно много оврагов в юго-западной ее части. Наибольшее количество оврагов имеет меридиональное направление и меньшее — широтное. В центральной части складки, где отмечено небольшое поднятие оси, приходит продольной, изрезанный, бессточный овраг, появление которого объясняется раздробленностью пород в зоне прогиба складки. К югу и северу от центральной части рельеф сглаживается и принимает форму пологих увалов. В южной части небольшое развитие имеют бугристые пески, образующиеся как за счет разрушения и переноса ветром коренных пород, так и за счет развивания террасовых отложений Сурхандарьию. Месторождение Кокайты характеризуется отсутствием постоянных водотоков на площади. Ближайшая река Сурхан-Дарья протекает в 8−12 км западнее площади, которая в осенне-зимний период мелеет.

Глава 1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Кокайты

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

Стратиграфия Меловая система. Самой глубокой скважиной 73 на площади вскрыты отложения туронского яруса.

Турон представлен темно-серыми, песчанистыми, местами известковистыми глинами, чередующимися с серыми мелкозернистыми песчаниками и прослойками известняков и мергелей. Мощность 120 м.

Сенон состоит главным образом из зеленовато-серых и зеленых, иногда песчанистых глин, содержащих прослои зеленовато-серых мелкозернистых песчаников, серых известняков и мергелей. Мощность 310 м.

В разрезе палеогеновой системы различаются акджарские, бухарские, сузакские, алайские, туркестанские, риштан + исфара + ханабадские слои. Общая мощность палеогена 780—790 м.

Акджарские слои (нижний палеоцен) — светло-серые, трещиноватые известняки, желтоватые и серые доломиты и белые ангидриты. Изредка встречаются прослои серых мелкозернистых песчаников. В акджарских слоях выделяется IV горизонт. Мощность его ПО — 115 м.

Бухарские слои (верхний палеоцен) — серые, плотные, местами доломитизированные известняки, пористые, рыхлые доломиты, серые мергели, содержащие прослои белых плотных ангидритов и единичные прослои глин. В разрезе бухарских слоев выделено пять горизонтов (I, II, III, IV, V). Мощность 230—235 м, Сузакские слои (нижний эоцен) — толща зеленых известковистых глин с прослоями зеленовато-серых мергелей. Мощность 200—205 м.

Алайские слои (средний эоцен) подразделяются на две части. Нижнюю слагают зеленовато-серые известняки-ракушняки с редкими прослойками глин, а верхнюю — серо-зеленые глины с прослоями мергелей, известняков и песчаников. Известняки, залегающие в нижней части, выделяются как горизонт I. Мощность 60—65 м.

Туркестанские слои (верхний эоцен) представлены зелеными глинами с прослойками мергелей. В нижней части залегает прослой зеленовато-серых песчаников. Мощность 125—230 м.

Риштан + исфара + ханабадские слои (верхний эоцен) сложены в основном зелеными глинами с прослоями мергелей. Изредка встречаются прослойки глин малинового цвета. Мощность 35—40 м.

Отложения неогена залегают на риштан + исфара + ханабадских слоях и представлены красноцветными образованиями бальджуанской, хингоусской и тавильдаринской свитами. Общая мощность неогена 560—840 м.

Тектоника Месторождение Кокайты приурочено к антиклинальной асимметричной складке, вытянутой на северо-восток. На поверхности залегают породы красноцветов неогена. По этим отложениям длина складки 27 км, ширина 4 км. В присводовой час-ти углы падения пород не превышают 7—10°, на северо-западном. крыле они возрастают до 50—65°, на юго-восточном — до 30—40°.

По бухарским слоям углы падения на северо-западном крыле равны 40—45°, но с глубиной увеличиваются до 50°. Юго-восточное крыло падает под углами 30—35°, с глубиной доходит до 65°. Периклинали погружаются под углами 5—7°. По кровле I горизонта бухарских слоев (по изогипсе — 720) длина складки составляет 7,5 км, ширина 0,9 км.

Ранее считалось, что вдоль оси складки в присводовой части северо-западного крыла имеется взброс с амплитудой 70—75 м, по которому северо-западное крыло надвинуто на юго-восточное. Последние данные бурения (1969 г.) это нарушение не подтвердили.

Нефтеносность Промышленная нефтеносность на месторождении Кокайты связана с I, II, III горизонтами. Разработка месторождения началась в 1940 г. На 1 января 1970 г. эксплуатационный фонд состоит из 38 скважин.

Горизонт I залегает в кровле бухарских слоев и сложен пористыми трещиноватыми известняками. Общая мощность I горизонта 4 м, эффективная— 2 м. Пористость пород составляет 15%, проницаемость по промысловым данным равна 0,200 мдарси. Нефтяная залежь I горизонта выявлена в 1939 г., а разрабатывается с 1940 г. Длина залежи 7,1 км, ширина 0,82 км.

Площадь нефтеносности 592 га (по изогипсе — 710 м). Этаж нефтеносности 100 м. Режим залежи водонапорный. Залежь относится к сводовым, пластовым. Первоначальные дебиты нефти составляли 20 т/сут, первоначальное пластовое давление 130 атм. Первоначальный газовый фактор 1—2 м3/т.

Горизонт II залегает на 17 м ниже I горизонта и представлен рыхлыми известняками. Общая мощность горизонта 7 м, эффективная 4,5 м. Пористость 15%, проницаемость по промысловым данным 0,17 мдарси.

Залежь II горизонта разрабатывается с 1939 г. Длина залежи 6,0 км, ширина 450 м. Этаж нефтеносности 45 м. Площадь нефтеносности по изогипсе —640 м составляет 208 га. Режим нефтяной залежи водонапорный, тип залежи сводовый, пластовый. Первоначальные дебиты нефти 7—50 т/сут, начальное пластовое давление 130 атм. Первоначальный газовый фактор 1—2 м3/т.

Горизонты I и II эксплуатируются совместно скважинами 13, 17, 18, 20, 21, 22, 23 и 38. Обводненность их достигает 85%. Всего с I+II горизонта добыто 16 459 т нефти. Текущие дебиты нефти 5,1 т/сут, текущее пластовое давление 83,0 атм.

Кроме того, нефть добывается из I и II горизонтов раздельно. Всего с начала разработки из I горизонта на 1 октября 1969 г. добыто 332 011,2 т, а из II горизонта— 1 169 635,9 т нефти. Текущий дебит одной скважины в среднем равен 3,5 т/сут. Текущее пластовое давление 30 атм. Нефть I и II горизонтов имеет следующую характеристику: удельный вес 0,930—0,936 г/см³. Содержание серы 2,7—3,80%, асфальтенов 4,8—6,1, акцизных смол 21,8—64,0, парафина 3,1—3,3%. Газ I и II горизонтов, растворенный в нефти, имеет плотность (воздух-1) 140. Содержание сероводорода — следы или 0,02, углекислого газа 1,1—6,8%. метана 8,5—41,6, азота + редких 11,9—15,6%. Количество газобензина составляет 180 г/м3.

Горизонт III находится в средней части бухарских слоев. Он выражен серыми пористыми известняками, общая мощность которых составляет 15 м, а эффективная 10 м. Пористость по промысловым данным равна 18%, а проницаемость 0,19 мдарси. Нефтяная залежь разрабатывается с 1939 г. Длина залежи 6,6 км, ширина 0,27 км, этаж нефтеносности 35 м. Площадь нефтеносности по изогипсе — 635 м равна 99 га. Режим залежи водонапорный. Залежь относится к типу сводовых, пластовых. Первоначальный дебит нефти 20 т/сут, первоначальное пластовое давление 123 атм, начальный газовый фактор 1—2 м³/т. На 1 августа 1969 г. эксплуатационный фонд состоит из 9 скважин. Всего с начала разработки добыто 773 453,0 т (1974г.) нефти. Текущий дебит нефти 4,8 т/сут. Текущее пластовое давление 80 атм. Нефть III горизонта характеризуется следующими параметрами: удельный вес 0,9527 г/см3, содержание серы 3,5%, асфальтенов 8,8, смол 18,9, парафина 3,4. Выход легких фракций: до 150°—5,4%, до 200°—14,4%, до 300°—24,7%. Газ, растворенный в нефти, имеет плотность 130—1,11, содержание сероводорода — следы — 0,25, углекислого газа 1,45% — 6,2, метана 25,8, азота + редких 14,5—16,2%. Содержание газобензина 165— 180 г/м³.

Воды горизонта имеют удельный вес 1,089 г/см3. Содержание йода 14—21 вЖв/л, сероводорода от 0 до 0,41. Общая минерализация 105— 107 г/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу. В некоторых скважинах II и III горизонты разрабатываются совместно. За 1967 г. добыто 3846 т нефти. Средний дебит в сутки составляет 5,4 т при пластовом давлении 80,6 атм.

Рисунок 1.1 — Структурная карта месторождения.

Рисунок 1.2 — Поперечный профиль скважин 3−6.

1.2 Краткое текущее состояние разработки месторождения Кокайты

Нефтяное месторождение Кокайты была введена в эксплуатацию с выявлением промышленной нефтиностности в скважине № 2 в 1939 г. К 2011 г. фонд скважин составляет 29 единиц. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки.

На графике динамики основных технологических показателей разработки (Рисунок 1.1), хорошо выделяется два периода.

К первому периоду относится время с 1939 г. по 1949 г., которое характеризуется интенсивным разбуриванием добывающих скважин (26 единиц). Максимальный отбор нефти за этот период приходится на 1949 г. — 150,10 тыс. т., после которого, с быстрым ростом количества попутно добываемой воды, отборы нефти снизились до 57,35 тыс. т. (1951 г.).

Ко второму периоду интенсивного разбуривания месторождения соответствует время с 1950 г. по 1961 г., которое характеризуется достижением локального максимума годового отбора нефти в 1955 г. — 115,62 тыс. т. при фонде действующих скважин равном 27 единиц. После 1955 г. годовой отбор нефти снижается, хотя фонд скважин увеличивается, и максимальное количество действующих скважин достигает в 1961 г. 38 единиц.

Максимальный годовой отбор нефти за весь период эксплуатации было достигнуто в 1949 г. около 150,10 тыс. т., при фонде скважин 18 единиц.

Постепенное понижение пластового давления, вызывает истощение пластовой энергии. В связи с этим в 1994 г. было пробурено 2 нагнетательных скважин, для поддержания пластового давления. В 1994 г. пластовое давление было равно 41 ат. Начиная с 2000 г. пластовое давление достигло стабильной отметки Рпл=35 ат. Это отметка является постоянной по сегодняшний день. Приемистость средней скважины за этот период (1994 — 2011 гг.) увеличилась с 0,348 до 0,488 м3/сут. Более подробные данные приводится в таблице 1.1.

Максимальное значение среднесуточного дебита было достигнуто в 1950 г. и составило 48,14 т/сут при обводнённости 44%. К 2011 году оно снизилось до 1,70 т/сут при обводненности 96%.

Основные технологические показатели разработки месторождения Кокайты приведены в таблице 1.2.

За весь период разработки по состоянию на 2011 г. по месторождению было добыто:

— нефти — 3555,771 тыс. т.;

— пластовой воды — 28 759,99 тыс. т.;

— жидкости — 32 315,761 тыс. т.

Таблица — 1.1.

Рисунок 1.3 — Динамика годовых технологических показателей разработки месторождения Кокайты

Таблица 1.2 — Динамика основных технологических показателей разработки месторождения Кокайты

Глава 2. Существующие методы характеристики вытеснения, выбор метода для прогнозирования на месторождении Кокайты

2.1 Краткое описание существующих групп характеристик вытеснения

1-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Назарова С. Н, Сипачева Н. В. (1972)).

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны.

При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты, а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С. Н., Сипачева Н. В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т. е. описывает другие связи заданных величин.

2-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Максимова М. И. (1959)).

Данная группа методов хорошо описывает большинство исследуемых объектов. Методы Максимова М. И. (1959) и Сазонова Б. Ф. (1972) очень слабо, по сравнению с другими методами, особенно методами 1-ой группы, подвержены влиянию на результаты прогноза различного рода коррекций и изменений в системе разработки. Рассматриваемые в этом разделе методы, возможно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, при достижении значений отборов нефти от извлекаемых запасов 0,4−0,5.

Однако существуют объекты, описание которых с помощью данных моделей не вполне адекватно. Это относится к объектам находящимся на поздней стадии разработки при активном проведении работ по коррекции работы месторождения, например по изоляции водопритоков, бурении боковых стволов, внедрении методов увеличения нефтеотдачи. Также это касается месторождений при характерном изменении режима работы на поздних стадиях разработки месторождения.

Метод Максимова М. И. (1959).

М.И. Максимовым, путем изучения процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, представляющего собой трубу, заполненную песком, была установлена эмпирическая зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти.

— эмпирические коэффициенты.

Метод Сазонова Б. Ф. (1973).

Метод, предложенный Б. Ф. Сазоновым, основан на предположении наличия тесной связи между накопленной добычей нефти и жидкости особенно четко проявляющейся в конечной стадии разработки нефтяных залежей.

где — накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; - эмпирические коэффициенты.

Продукции скважин, обычно принимаемых 0,02 — 0,05 (доли ед.)и 0,95−0,98 (доли ед.) соответственно.

3-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Пирвердяна А. М. (1970)).

Ряд авторов показывает, что при определенной степени допущений, между динамикой накопленных отборов нефтии динамикой накопленных отборов жидкостиимеет место степенная зависимость вида.

Такое предположение положено в основу целого ряда характеристик вытеснения, основные из которых представлены в таблице 2.3.

Метод Пирвердяна А. М. (1970).

В результате проведенных исследований автором была получена формула, выявляющая связь накопленной добычи нефти VH и накопленной добычи жидкостиследующего вида Уравнение зависимостивозможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенной А. М. Пирвердяном, и выражение преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью Метод Камбарова Г. С. (1974).

Данный метод, предложен Г. С. Камбаровым и является методом подобным методу Пирвердяна А. М. (1970), однако для данного метода в основу положена не обратно-квадратичная зависимость, а более упрощенная обратная зависимость, между. Проведенные Автором метода исследования выявили наличие связи между накопленной добычей нефти и накопленной добычей жидкости следующего вида

где — накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; a, b — эмпирические коэффициенты. Уравнение зависимоститакже возможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенное Г. С. Камбаровым (1974) (4.72), и выражение, преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью Метод постоянного нефтесодержания.

Метод постоянного нефтесодержания представляет собой зависимость вида

.

Такая тенденция свойственна объектам на заключительной стадии разработки, когда обводненность продукции достигает 95 — 98%, дальнейший рост обводненности связан с длительной эксплуатацией, резкому росту водонефтяного фактора и, как правило, эксплуатация объекта экономически не оправданна. Данный метод позволяет осуществлять прогноз добычи нефти исходя из заданных проектных значений добычи жидкости на поздней стадии.

Метод Казакова А. А. (1976).

Группа методов на основе степенной модели типа зависимости Пирвердяна А. М. (1970) была обобщена и усовершенствована А. А. Казаковым в 1976 году. Казаков А. А. обобщил представленный тип моделей применительно к любым видам кривых фазовых проницаемостей при условии выполняемости функциональной зависимости Баклея — Леверетта, в отличии, например, от модели Пирвердяна А. М., которая применима лишь для кривых фазовых проницаемостей Д. А. Эфроса.

4-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Говоровой — Рябининой (1957)).

Метод Говоровой — Рябининой (1957) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатах Предполагается, что данная зависимость, при построении в заданных билогарифмических координатах приобретает линейный характер при достижении определенной стадии разработки.

Метод Говоровой Г. Л. — Рябининой З. К. (1957).

Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти

5-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Абызбаева Н. И. (1981)).

Метод Абызбаева Н. И. (1981) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатахт.е. метод представлен зависимостью вида в основе данной группы методов лежит зависимость вида

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

2.2 Выбор оптимального метода для расчета по характеристике вытеснения

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Различные авторы показывают, что на определенных этапах развития фильтрационного процесса вызываемого (индуцированного) на объектах разработки, существует возможность описания и прогнозирования дальнейшего развития фильтрационного процесса с помощью представленных моделей.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны (Таблицы 2.1, 2.2).

Представленные модификации можно разделить на два класса.

Во-первых, это эквивалентные характеристики, при определении с помощью которых параметрических коэффициентов, а и b, результаты полностью совпадают.

Во-вторых, характеристики, преобразованные из исходных, но в таком виде, что в результате определения параметрических коэффициентов, а и b при помощи метода наименьших квадратов могут быть получены несколько различные значения. Такие характеристики могут учитывать некоторые нюансы при описании связи исходных параметров, которые выявляются в результате аппроксимации и могут снижать ошибки определения прогнозных значений.

Таблица 2.1 — Основные характеристики вытеснения в 1-ой группе и их аналогии При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты, а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С. Н., Сипачева Н. В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Методы представленные модификациями более раннего метода Сипачева — Посевича (1980) возможно привести к виду основного метода простыми алгебраическими преобразованиями коэффициентов a и b (таблица 2.2).

Таблица 2.2 — Связь основного метода Сипачева — Посевича и его модификаций через коэффициенты a и b

Соответственно можно сделать выводы о применимости данных методов на объектах с определенными режимами работы. Так при интенсивном заводнении или активном притоке подошвенных вод, т. е. при активном водонапорном режиме работы объекта, данные методы показывают хорошие результаты.

Однако на объектах с малоактивными водами, когда объект работает на истощение пластовой энергии или при поддержании режима вытеснения близкого к поршневому, когда уровень обводненности сдерживается на низких значениях, например при активных краевых водах и малой толщине пласта данные методы показывают неадекватные результаты.

То же относится и к объектам, на которых активно проводятся работы по снижению обводненности продукции скважин, поскольку данные методы очень чувствительны к всякого рода коррекциям режима работы объекта.

При определении параметров в условиях снижения водо-нефтяного фактора результаты определения приводят к ошибочным результатам.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т. е. описывает другие связи заданных величин, соответственно данный метод отличен по чувствительности к изменениям в системе разработки от двух предыдущих (Рисунок 2.1).

Метод Французского нефтяного института (1972) не асимптотичен в силу квадратичности характера извлечения нефти в данном методе, т. е. при помощи данного метода нет возможности определить максимально извлекаемые запасы нефти при бесконечной фильтрации, в отличие от двух других методов входящих в эту группу, для которых данная операция легко осуществима (Таблица 2.3).

Рисунок 2.1 — Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей. 1) метод Гайсина Д. К., Тимашева Э. М. (1985), 2) аналог метода Назарова С. Н., Сипачева Н. В. (1972), 3) метод Французского нефтяного института (1972).

Авторами методов 1-ой группы предложены зависимости выявляющие связи следующего вида где — накопленная добыча жидкости в пластовых условиях;

— накопленная добыча нефти в пластовых условиях;

— накопленная добыча воды в пластовых условиях.

В соответствии с линеаризацией функции зависимости строятся в координатах:

— метод Назарова С. Н., Сипачева Н. В. (1972),

— метод Сипачева Н. В., Посевича (1980),

— метод Французского нефтяного института (1972) (аналог).

По построенным зависимостям определяются интервалы, по которым необходимо определить эмпирические коэффициенты:

a — угловой коэффициент аппроксимирующей прямой,

b — коэффициент определяющий пересечение аппроксимирующей прямой с осью Y.

Необходимо учесть, что полученные зависимости стремятся к линейному виду на конечном участке, следовательно, для определения коэффициентов, которые бы наиболее полно отражали представленные зависимости, выбираются значения лежащие именно на конечном участке.

Для выбранных значений при помощи метода наименьших квадратов определяются коэффициенты линейной аппроксимации a, b.

Рассмотрим метод Назарова С. Н., Сипачева Н. В. (1972)

(2.1)

Из уравнения (4.1) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.34)

Дифференцируя уравнение (4.5) по времени получим

(2.6)

(2.7)

Так как-то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания fH

(2.8)

(2.9)

(2.10)

тогда, преобразовав, активные извлекаемые запасы нефти для заданного значения нефтенасыщенности? н будут определяться из выражения

(2.11)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненностибудут определяться из выражения

(2.35)

где a, b — коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.13)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как (2.14)

Рассмотрим метод Французского нефтяного института (1972)

(2.15)

Преобразуем в эквивалентную форму при

(2.16)

Из уравнения (2.16) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.36)

Дифференцируя уравнение (2.17) по времени получим

(2.18)

.(2.19)

Так как, то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания /н

(2.20)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения нефтенасыщенности будут определяться из выражения

(2.21)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненности будут определяться из выражения

.(2.22)

где a, b — коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.37)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.24)

Рассмотрим метод Сипачева Н. В., Посевича (1980)

(2.25)

Из уравнения (2.25) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.26)

Дифференцируя уравнение (2.26) по времени получим

(2.27)

(2.28)

Так как-то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания

(2.38)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения нефтенасыщенностибудут определяться из выражения

(2.30)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненностибудут определяться из выражения

(2.31)

где a, b — коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.32)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.33)

При помощи данных методов существует возможность определить максимально извлекаемые запасы нефти при бесконечной фильтрации (Таблица 2.3), также существует возможность нахождения извлекаемых запасов нефти на заданное нефтесодержаниеили обводненность продукции скважин, обычно принимаемых 0,02−0,05 (доли ед.) и 0,95−0,98 (доли ед.) соответственно (Таблица 2.3). При помощи данных моделей существует возможность определения извлекаемых запасов нефти, задаваясь значением водонефтяного фактора ВНФ. При определении значений извлекаемых запасов нефти на заданную обводненность продукции или значение водонефтяного фактора возможно определение прогнозных отборов воды и жидкости (Таблица 2.3).

Таблица 2.3. — Выражения, позволяющие получить основные характеристики при помощи промыслово-статистических методов 1-ой группы При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и жидкости задаваясь другим критерием ограничения срока разработки — значением водонефтяного фактора.

Глава 3. Прогноз разработки месторождения Кокайты на основе метода характеристики вытеснения 1 группы

3.1 Определение остаточных извлекаемых запасов нефти

Определение основных показателей разработки с использованием методов 1-й группы. За используемый метод возьмем метод Назарова — Сипачева (1972)

.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.1.

1. Вычисляются значения координат метода, в нашем случае координата «х» точки будет определяется как значение «», Координата «у» точки будет определятся как отношение «». Результат расчета приведено в таблице 3.1.

2. По вычисленным координатам строится зависимость, для нашего случая представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Зависимость для определения коэффициентов по методу Назарова — Сипачева.

Таблица 3.1 — Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки.

1. На построенной зависимости конечной участок кривой характеризуется стремлением к линейному виду. Поэтому конечный участок зависимости возможно линейно аппроксимировать, т. е. определить уравнение линейной зависимости между «х» и «у», а именно определить коэффициенты «а» и «b» зависимости y=ax+b. Аппроксимацию необходимо выполнять методом наименьших квадратов. Для этого задаем определенное количество точек «N», лежащее на одной прямой. Затем находим «?x», «?y», «?(xy)», «?(xІ)» и «(?x)І». Найденные параметры подставляем в формулы, А и В — угловые коэффициенты.

Другая возможность определения заключается в применении встроенной функции программы «Excel» из пакета «Microsoft office» .

Для этого необходимо построить в программе график зависимости (рисунок 3.1.), для интервала точек конечного участка (выделены на рисунке) (рисунок 3.2). Для выделенного интервала необходимо построить линию линейного тренда и задать определение в качестве параметров для нее уравнения и значения достоверности аппроксимации (корреляции).

В данном примере значение коэффициентов будут следующими:

A=0,16 447; B=4,3 554 680 398, при достоверности аппроксимации =0,9997.

Найденные коэффициенты («А» и «В») расчётным и графическим путем должны быть равны, тогда можно сказать, что решение были произведено верно.

Рисунок 3.2 — Определение коэффициентов «А» и «В» по методу Назарова — Сипачева.

2. С применением выражений из таблицы 3.1. для метода Назарова — Сипачева необходимо рассчитать значения искомых параметров (таблица 3.2).

В данном случае при бесконечной промывке пласта значения максимально возможных извлекаемых запасов будут равны 6 080 220,66 м³.

При условии ограничения добычи до обводненности, извлекаемые запасы сократятся на величину

6 080 220,66−4 960 838,72=1 119 381,94 м³

и составят 4 960 838,72 м³.

Значение предельной обводненности продукции можно принять и другое например 95%; 98%.

Остаточные запасы на 2012 год составит разность между извлекаемыми запасами на заданную предельную обводненность и отобранным объемом нефти (из таблиц 3.1 и 3.2).

4 960 838,72−3 555 771=1405067,72 м³

При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и жидкости задаваясь другим критериям ограничения срока разработки — значением водонефтяного фактора.

Таблица 3.2. — Определение параметров для текущего примера по методу Назарова — Сипачева

Для остальных методов (м/д Сипачева — Посевича и м/д Французского института) определение извлекаемых запасов определяется аналогичным путем.

1. Исходные данные приведены в таблице 3.3 и 3.5, соответственно.

2. Определяемые параметры приведены в таблице 3.4 и 3.6

соответственно.

3. Определение коэффициентов «А» и «В» для методов Сипачев-Посевич и Французского института приведена на рисунках 3.3 и 3.4.

4. Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей показано на рисунке 3.5.

Таблица 3.3 — Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки (Сипачев-Посевич)