Анализ эффективности применения силикатно-щелочного воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов, страница 12

По фактическим данным строим фактическую кривую в координатах накопленная добыча нефти – логарифм накопленной добычи жидкости (рисунок 4.8). На этом же графике построим характеристику вытеснения по методу Сазонова Б.Ф., представляющую базовый вариант разработки. Постоянные А и В определим путем статистической обработки фактических данных за предпрогнозный период методом "средних". По полю 7299/6-30  предпрогнозный период примем с 12.80 по 12.87.

Подставляя фактические данные за предпрогнозный период в формулу для определения отклонений   (4.10) или (4.11) получим выражение для соответствующих отклонений.

                                                 (4.10)

или

                                  (4.11)

Для определения коэффициентов А и В отклонения D_i   разобьем на две группы. Получим систему:

                                            (4.12)

Решая систему уравнений найдем коэффициенты А и В

А = -5791,73;

В = 912,42.

Уравнение характеристики вытеснения будет иметь вид:

                                             (4.13)

Подставляя  последовательно значения LnQж в уравнение характеристики вытеснения получим накопленную добычу нефти по базовому варианту разработки. Результаты расчета представлены в приложении В.

Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения.

Характеристика вытеснения Пирвердяна А.М. будет иметь вид:

                                                 (4.14)

Характеристика вытеснения Камбарова Г.С. будет иметь вид:

                                              (4.15)

Подставляя  последовательно значения  и Qж в уравнения характеристик вытеснения (4.14) и (4.15) получим накопленную добычу нефти по базовому варианту разработки по методам Пирвердяна А.М. и Камбарова Г.С. Результаты расчета представлены в приложении В. Характеристики вытеснения приведены на  рисунках 4.9 и 4.10.

Определим для каждого метода среднеквадратичное отклонение текущей расчетной добычи нефти от фактической за предпрогнозный период по формуле:

                                                       (4.16)

где    Qнр  - текущая расчетная добыча нефти;

Qнф – текущая фактическая добыча нефти.

Результаты расчета представлены в таблице 4.8

Таблица 4.8

Метод	Сазонова Б.Ф.	Пирвердяна А.М.	Камбарова Г.С.
Среднеквадратичное отклонение, тыс.т/год	14,15	25,65	38,22

Как видно из таблицы максимальное среднеквадратичное отклонение имеет метод Камбарова Г.С. и значительно большую дополнительную добычу нефти, то расчет сделаем по двум оставшимся методам.

Определим среднеарифметическое результатов расчета по двум характеристикам вытеснения.

Определим дополнительную накопленную добычу нефти, сравнивая фактические  данные со среднеарифметическими результатов расчета.

Результаты расчета представлены в таблице 4.9.

Из таблицы видно, что накопленная дополнительная добыча нефти по полю 7299/6-30 на 31.12.99 составляет 399,03 тыс.т, что составляет 9,62% от общей добычи нефти за этот же период.

Исходя из полученных результатов можно рекомендовать данный метод для дальнейшего внедрения в других геолого-физических условиях девонских и карбонатных отложений на поздней стадии разработки.

Таблица 4.9

Месяц и год	метод Сазонова Б.Ф.	метод Пирвердяна А.М.	Среднеарифме-тическое	Фактическая накопленная добыча нефти, тыс.т	Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс.т
	Накопленная добыча нефти, тыс.т
12.88 12.89 12.90 12.91 12.92 12.93 12.94 12.95 12.96 12.97 12.98 12.99	3254,315 3350,766 3437,494 3516,415 3585,148 3647,092 3698,678 3743,773 3782,225 3818,077 3847,346 3876,703	3222,906 3294,116 3355,011 3407,965 3452,254 3490,764 3521,851 3548,316 3570,373 3590,522 3606,682 3622,631	3238,611 3322,441 3396,253 3462,190 3518,701 3568,928 3610,264 3646,044 3676,299 3704,300 3727,014 3749,667	3291,1 3412,7 3517,5 3612,2 3700,3 3792,4 3867,1 3940,3 4006,1 4062,7 4110,3 4148,7	52,49 90,26 121,25 150,01 181,60 223,47 256,84 294,26 329,80 358,40 383,29 399,03