Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 [ 26 ] 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Объемные методы

К методам второй группы (объемным методам) относят метод оценки конечной нефтеотдачи с использованием графических зависимостей текущей нефтеотдачи от степени выработки запасов и заводненного объема пласта (Ю. П. Гаттенбергер, М. М. Брыкина), метод изохрон обводнения (М. Л. Сургучев), включающий построение графических зависимостей коэффициентов охвата заводнением залежи и нефтеотдачи от безразмерного времени (накопленная добыча жидкости, выраженная в процентах от начальных балансовых запасов нефти), и др. Эти методы отличаются сложностью и трудоемкостью работ, невысокой точностью определения заводненных площадей или объемов.

Статистические методы взаимосвязи технологических показателей

Третья группа методов, использующих зависимость одних технологических показателей от других, является основной в настоящее время. Из этой группы можно выделить две подгруппы применительно к режимам истощения и водонапорному режиму. В первом случае применительно к режиму истощения для прогнозирования ожидаемой добычи нефти строят графики разработки за последние 3-5 лет. При этом если число добывающих скважин за указанный период не изменяется, то учитывают добычу нефти в целом по залежи. Обычно общая добыча нефти по залежи существенно зависит от числа работающих скважин, которое меняется в связи с выводом новых скважин из бурения, отключения обводнившихся, проведения ремонтов, поэтому для прогнозирования строят графики изменения дебита q на отработанные скважино-сутки во времени /. Затем к фактическому графику подбирается эмпирическая формула, например:

q=a{b + ff)-<; q = a{\+cftY-Vc.

q = alt; q = ab*; 7 = ae-*; q = a + bt-\-cf + ff-V .

(4.2) (4.3) (4.4) (4.5) (4.6) (4.7)

где a, b, c, f - постоянные коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.

Следует отметить, что формула (4.2) при /=1 была теоретически Выведена Л. С. Лейбензоном. Формулы (4.2), (4.3) .и 158

(4.6) описывают случаи так называемого гармонического (6=1, с=1), гиперболического (lcO) и одинакового процентного (показательного) уменьшения дебита. Для оценки степени точности подобранного уравнения вычисляют коэффициент корреляции при прямолинейной зависимости и корреляционное отношение- при криволинейной. Перед обработкой обычно по возможности зависимости выравниваются. Значение коэффициента корреляции г (корреляционного отношения) может меняться от О до ±1. При г=1 корреляционная зависимость превращается в точную функциональную зависимость, а при г=0 корреляционной связи между исследуемыми параметрами не существует. Принято считать, что при г=0,5 сходимость результатов удовлетворительна, при г=0,7 - хорошая, при г>0,7 - высокая. Для нисходящих кривых коэффициент корреляции имеет знак минус, для восходящих - плюс. Установив значения коэффициентов и определив степень точности уравнения, определяют ожидаемую добычу, задаваясь временем в подобранном уравнении. Упреждение прогноза (участок экстраполяции) не должно превосходить, как правило, половины фактического интервала.

Для прогнозирования накопленной добычи нефти Ун предложено использовать зависимости:

F„(f/) = F„(<c)e

.8) (4.9)

где ti, tj - периоды разработки.

Из уравнения (4.9) следует, что при ->оо величина а характеризует максимальную накопленную добычу нефти, т. е. начальные извлекаемые запасы нефти.

При водонапорном режиме фактор времени представлен обычно накопленной добычей жидкости, поэтому методы прогнозирования основаны на построении характеристик вытеснения нефти водой. Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи нефти по рассматриваемому объекту от накопленной добычи жидкости или воды (при различных возможных модификациях координат в зависимостях). Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет прогнозировать процесс обводнения и нефтеотдачи на будущий период. В на-стоящеее время известно много методов построения характеристик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретическое обоснование. Естественно, что большее предпочтение следует уделять теоретически обоснованным методам.

Методы построения характеристик вытеснения

Метод А. М. Пирвердяна основан на использовании аппроксимации Ю. П. Борисова функции Баклея - Леверетта. Для определения накопленной добычи нефти Qh в зависимости от накопленной добычи жидкости получена формула

Сн = тУплби = Vnopl-Soh -Scb-- 5нфj =

-«.F„(l-S..-S„-A), (4,0)

где Упл - объем пласта от начального контура нефтеносности до добывающей галереи (остальные обозначения см в § 2.4).

Фактическая характеристика вытеснения, построенная в координатах Qh-Qk" через некоторое время после начала разработки дает прямую линию, экстраполируя которую, получаем текущую накопленную добычу нефти и начальные извлекаемые запасы нефти (как отрезок, отсекаемый на оси ординат при

Сж°0).

А. А. Казаков, усовершенствуя метод А. М. Пирвердяна, распределение нефтенасыщенности Sj, вдоль пласта принял в более общем виде:

s„=()\ (4.11)

где с, Я -постоянные коэффициенты, зависящие от кривых фазовых проницаемостей.

По аналогии с формулой (4.10), учитывая, что начальные извлекаемые запасы Vtm3 = fnVn„{l-Soh-Scb), можно записать

QnVnBs-Ш

(4.12)

После дифференцирования, имея в виду, что доля нефти в потоке жидкости nu=dQnldQyK, и логарифмирования, получаем

lgnH = lg(?i) + (l+X)lgQ«, (4.13)

где = cVo(mУпл)+V(Я+l).

Таким образом, текущие показатели можно прогнозировать в координатах Qh-и lg«h-IgQat, где коэффициент Я предварительно определяем по последней зависимости, а начальные извлекаемые запасы - по первой зависимости.

Метод С. Н. Назарова и Н. В. Сипачева предполагает использование прямолинейной зависимости

Сж/Сн = а + йСв, (4.14)

где Qb - накопленная добыча воды; а, - коэффициенты, причем значение {-Ь)~ равно начальным извлекаемым запасам

нефти, что следует при Qb->-oo из уравнения (4.14), преобразованного к виду

«•=(-")"

Метод А. В. Копытова базируется на уравнении (4.9), записанном для накопленной добычи нефти в виде уравнения прямой

Qnt = at-b. • (4.16)

Метод А. А. Казакова предусматривает использование следующей линейной зависимости:

Qb „ Яж

Vhhs-Qh

= а-

Св = арж-НЬ;(Уни»-Qh),

(4.17)

(4.18)

где Униз - начальные извлекаемые запасы.

К концу разработки при QVma получим a=QB/Qat.

По методу М. И. Максимова, основанному на опытах по вытеснению нефти водой.

QB = ab"»

IgQelga-fQelgb.

(4.19) (4.20)

На основании теории Баклея-Леверетта Б. Ф. Сазонов установил, что зависимость «обводненность Пв - текущая нефтеотдача t» при обводненности Пв=0,1-0,8 имеет прямолинейный характер. Он предполагает также строить зависимости «текущая нефтеотдача т] - количество внедрившейся в залежь воды т», выраженное в объемах пор пласта, занятых первоначально нефтью (собственно характеристика вытеснения по предложению Д.А.Эфроса),«те1щая нефтеотдача т] -логарифм этого количества воды (lgT)», «накопленный водонефтяной фактор - текущая нефтеотдача т)» в билогарифмических координатах.

В работе Б. Т. Баишева и других авторов рекомендуется строить обобщенные характеристики обводнения i\a==fixa) для каждого месторождения из условия одинаковых отношений накопленных отборов жидкости и нефти QжaQвa=a, где Тв = Сж/Сна, Ла = Сн/Сна. Для всбх мбсторождений Характеристики вытеснения сближаются в одной точке с соотношением То/т1а = а. Такие обобщенные характеристики позволяют прогнозировать показатели процесса обводнения по залежам аналогичного типа, находящимся на более ранней стадии эксплуатации. По фактическим данным разработки ряда залежей Самарской Луки построены обобщенные характери-

6 в. с. Бойко 161

1 *

Рис. 4.1. Зависимости логарифма доли нефти в потоке Xgn от логарифма накопленной добычи жидкости Ig Сж (fl),, накопленной добычи нефти Qu от ж*" ()> логарифма накопленной добычи воды Ig Qb или IgQw (s) и текущей добычи нефти q от времени t (г):

1 - фактические; 2 - прогнозные; 3 - начало применения методе регулирования процесса разработки или применения метода повышения нефтеотдачи; 4 - прирост дополнительной добычи нефти

стики вытеснения для разных значений коэффициента ф, показывающего отношение накопленного отбора жидкости к накопленному отбору нефти на одно и то же значение т=0,5, т. е. Ф=0,5/то,5, где т1о,5 -текущая нефтеотдача, соответствующая значению т=0,5. Для прогноза текущей нефтеотдачи необходимо по фактическим данным или. по уравнению регрессии определить значение текущей нефтеотдачи рассматриваемой залежи при т=0,5. Затем, выбрав по величине найденного коэффициента ф соответствующую характеристику вытеснения, можно осуществить по ней прогноз нефтеотдачи на более поздние периоды разработки залежи (после т==0,5). Для перевода обычных координат т) и т в обобщенные т)об и тоб необходимо разделить их на величину то,5.

Расчетная зависимость метода Г. С. Камбарова и других имеет вид

СжСн = а(?ж -

(4.21)

где а, Ь - постоянные коэффициенты.

Примеры построения некоторых статистических зависимостей приведены на рис. 4.1. Сопоставлением фактических показателей разработки с прогнозными можно оценить технологический эффект применения метода регулирования процесса разработки, повышения нефтеотдачи пласта.

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти

По данным анализа опыта эксплуатации 24 длительно разрабатываемых залежей Урало-Поволжья, Северного Кавказа, Казахстана и Азербайджана для определения начальных извлекаемых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки, И. Д. Амелин рекомендует использовать методы С. Н. Назарова и Н. В. Сипачева, Г. С. Камбарова, Д. Г. Ал-162

мамедова и Т. Ю. Махмудова, а также при Лв>0,8 усовершенствованный А. А. Казаковым метод А. М. Пирвердяна.

Однако эти методы позволяют оценить начальные извлекаемые запасы для условий бесконечной промывки пласта, что приводит к завышению извлекаемых запасов нефти. И. Д. Амелин предлагает усовершенствованный метод, предусматривающий ограничение срока эксплуатации залежей предельно рентабельным 7пр (конечным) дебитом нефти. Значение этого дебита для конкретной залежи обосновывается экономическими расчетами для завершающей стадии разработки (например, по верхнему уровню замыкающих затрат или путем определения предельно рентабельного обводнения продукции скважин). Применительно к этим трем методам формулы для установления экономически обоснованного значения начальных извлекаемых запасов имеют вид

Т/ Ож - Чпр \о. + Ь (Ож + жост)!

у низ = -Г", X ;

(-f + toc.)qup, (4.23)

(4.22)

Vhh3 - Vh

(7пр (Он

4- (/жост)

(4.24)

где дук - постоянный дебит жидкости на прогнозируемый период разработки продолжительностью „ст; Qm -накопленная добыча жидкости на момент оценки низ-

Для определения величины ост рекомендуется при Пв> >0,3-4-0,4 фактическую кривую изменения дебита нефти во времени аппроксимировать уравнением

(4.25)

где k, с - постоянные коэффициенты, рассчитываемые с помощью метода наименьших квадратов по фактическим данным годовых отборов нефти в течение времени продолжительностью ф; t - время в годах от начала отрезка прогнозирования. Тогда, принимая 9н(0=9пр, из уравнения (4.25) находится tocT = t.

Для повышения точности расчета определение рекомендуется выполнять двумя или тремя методами. Если определенные значения Униз отличаются в пределах до 10 %, то в качестве искомого принимается среднее арифметическое значение из определенных. При большем различии рекомендуется проводить специальный анализ разработки залежи с целью выявления причин искривления прямолинейных зависимостей (остановки обводнившихся или ввод новых добывающих скважин, изменение системы воздействия на пласт и др.). Методы применимы при обводненности от 30 до 90 %.

6* 163