CC BY
9
Потенциально извлекаемые запасы, на которые выйдет недропользователь без учета экономики при сложившейся системе разработки, рассчитывались также и по широко применяемым характеристикам вытеснения. Например, по методике Г.С. Камбарова они составили 3106 тыс.т, по А.М. Ппрвердяну 3896 тыс.т, а по методу А.А. Казакова 4288 тыс.т.
В обработке методом Казакова участвует больший объем данных, чем по Привердяну и Камбарову, следовательно, можно судить о том, что степенной параметр «п» не равен 0,5 и 1 и должен определятся для каждого объекта в отдельности. Рассматриваемая зависимость (1) не подходит для достоверной оценки запасов начальных извлекаемых запасов поскольку является асимптотической и имеет погрешности при анализе текущих отборов с начала падения добычи нефти.
Таким образом, наиболее достоверной и подходящей для оценки отборов нефти является обобщенная зависимость (2). Основной задачей разработчиков нефтяных и газовых месторождений при использовании данной зависимости является качественный подход в определении потенциально извлекаемых запасов(@0) и степенного коэффициента «п». Список использованной литературы:
1. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Вывод функциональной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости из залежи // Изв. вузов. — Тюмень: ТюмГНГУ. - Нефть и газ. -2002. — 7.
2. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Использование обобщенной характеристики вытеснения при анализе разработки и прогнозировании выработки запасов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Шестая научно-практическая конференция. -Ханты-Мансийск. - 2003. -Т.1. -С.371-384.
3. Медведский Р. И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири. - М.: Недра, 1989.
4. Медведский Р.И. Севастьянов А. А. Способ определения параметров обобщенной характеристики вытеснения. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2001. - №6. - С. 84-88.
©Макарова И.С., 2022
Макарова Ирина Сергеевна
Тюменский индустриальный университет (ТИУ)
г. Тюмень, РФ
ВЫЯВЛЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕХАНИЗМА ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ
ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
Аннотация
Актуальность работы обусловлена выбором зависимости для оценки потенциальных запасов месторождения. Цель данной работы получить достоверную качественную оценку выработки запасов нефти оценивая историю разработки. Опытным путем подтверждена эффективность зависимости «Алгомес-1». На основании проведенного исследования по большому количеству объектов доказана состоятельность методических основ для прогнозирования добычи нефти из пластов с высокой фильтрационной неоднородностью.
Ключевые слова
Прогнозирование, потенциальные запасы, характеристика вытеснения, накопленная добыча, дебит нефти, текущий отбор
Makarova I.S.
Tyumen Industrial University (TIU) Tyumen, Russia
REVEALING THE FEATURES OF THE MECHANISM OF OIL RESERVES DEVELOPMENT IN THE FIELDS OF THE
KHANTY-MANSIYSK AUTONOMOUS DISTRICT
Annotation
The relevance of the work is due to the choice of dependence for assessing the potential reserves of the deposit. The purpose of this work is to obtain a reliable qualitative assessment of the development of oil reserves by evaluating the history of development. Empirically confirmed the effectiveness of the dependence "Algomes-1". Based on the study conducted on a large number of objects, the consistency of the methodological foundations for predicting oil production from reservoirs with high filtration heterogeneity was proved.
Keywords
Forecasting, potential reserves, displacement characteristics, cumulative production,
oil flow rate, current recovery
В основе прогнозирования разработки месторождения лежит закономерность выработки запасов, которая определяет падение дебита нефти скважин по времени. Причем падение нефти происходит независимо от режима разработки залежи. Большинство исследователей утверждают, что падении дебита по нефти имеет экспоненциальную зависимость от времени, в качестве аналога времени можно принимать накопленную добычу жидкости.
Первыми данную зависимость предложили С. Бил и Х. Льюис, а также С. И. Чарноцкий.
где QH, Q - соответственно, накопленная добыча нефти и жидкости;
Qр - начальные дренируемые запасы (потенциальные), которые являются частью геологических, определяемой коэффициентами вытеснения нефти, охвата пласта разработкой и заводнения.
В настоящее время данная зависимость чаще используется для решения задач обратного типа, т.е. определения потенциальных запасов по известным значениям отборов нефти и накопленной добычи жидкости. Данное выражение представляет зависимость для однородного пласта, поэтому полученное значение реального объекта будет определять максимально возможно запасы (верхнюю границу). Существует множество других зависимостей, которые могут определить начальные дренируемые запасы, и в последнее время наиболее достоверной оценкой является осреднение результатов, полученных по частным случаям зависимости.
В процессе прогноза могут возникнуть проблемы «зашумления» кривой выработки запасов от мероприятий, проводимых во время разработки месторождения. Главной проблемой скачков на кривой являются ввод и выбытие эксплуатационных скважин, ГТМ по интенсификации добычи, оптимизации режима работы и др. Проведение данных операций существенно влияет на годовой дебит нефти.
С целью минимизации фактора наложения друг на друга эффектов от проводимых геолого-технических мероприятий по оптимизации режима работы скважины и интенсификации отборов предлагается преобразовать дебит жидкости в постоянную величину введением приведенного времени, которое будет избирательно масштабировать шкалу времени:
т =
(2)
Приведенное время будет представлять отношение накопленной добычи жидкости к отбору жидкости в начальный момент времени.
Ш(0) =
4(0) N(0)'
(3)
По представленным выражениям остается выразить дебит нефти относительно приведенного времени, которое при увеличении дебита жидкости будет больше, чем реальное время.
Анализ основных объектов разработки, находящихся длительное время в эксплуатации, при использовании предлагаемых приемов позволил установить характер выработки запасов по четырем группам пластов Сургутского свода: АС8-9, АС10-12, БС1-4, Б10-12, которые характеризуются вертикальной и площадной неоднородностью. В первую очередь нефть вытесняется из проводящей среды, при этом обмен жидкостью между двумя средами происходит в направлении пониженного давления.
На рисунке 1 представлены унифицированные кривые падения дебита нефти осредненной скважины от кратности промывки дренируемых запасов (на примере группы пластов БС1-8).
Рисунок 1 - Сопоставление характера выработки запасов по пластам группы БС
Для прогнозирования изменения безразмерного дебита нефти использовалась предложенная ранее зависимость «АЛГОМЕС-1», имеющая следующий вид:
Ян(Г) 4(0)
= 11 +
Q
-п+1
ее интегральный вид
£=1-(1+4-
Qp V
(4)
(5)
где «п» - параметр, определяемый статистической обработкой фактических данных за предшествующий период разработки, характеризует геологическую неоднородность, режим работы залежи и интенсивность воздействия на нее [3].
Также может быть предложена модификация математической модели «АЛГОМЕС-2», предназначенная для прогнозирования выработки запасов нефти из пластов с двойной средой. Модификация имеет вид:
п
о~Р=1-(кехр - (1 - ^ ехр г0 (6)
где Qн и Q - соответственно, накопленная добыча нефти и жидкости, Qp - начальные дренируемые запасы пласта, а, В0 - постоянные коэффициенты, характеризующие интенсивность выработки запасов.
Выражение (6) является функциональной зависимостью между безразмерными комплексами -выработкой дренируемых запасов нефти, с одной стороны, и промывкой, проводящей и подпитывающей сред, - с другой.
На основании проведенного исследования по большому количеству объектов доказана состоятельность методических основ для прогнозирования добычи нефти из пластов с высокой фильтрационной неоднородностью.
Нормирование дебита нефти относительно начального отбора жидкости в масштабе «приведенного времени» позволяет унифицировать поведение кривых падения дебита осредненной скважины, на основании чего можно установить характер выработки запасов и оценить степень фильтрационной неоднородности.
Оценка согласованности отборов нефти и жидкости позволяет обосновать граничные объемы эффективной закачки воды в пласт и выделить эффект от проводимых на объекте геолого-технических мероприятий, а также сказать, является ли данное мероприятие методом увеличения нефтеотдачи пласта.
Список использованной литературы:
1. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Сопоставление методов прогнозирования извлечения запасов нефти в слоистых пластах. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 1998. — 4. — С. 42 — 47.
2. Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров. -М.: - Недра. -1989.
3. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - Санкт-Петербург: Недра, 2004.-192 с.
4. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Сопоставление методов прогнозирования извлечения запасов нефти в слоистых пластах. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 1998, N94. - С. 42 - 47.
5. Медведский Р.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой //Вестник недропользователя ХМАО. -№15.- 2005.- С. 49-53.
©Макарова И.С., 2022
