Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по теме «Прогноз показателей разработки и оценка нефтеотдачи пластов. Обработка промысловых наблюдений методом наименьших квадратов», страница 2

Несмотря на многочисленность методик, они дают хорошие результаты лишь для определенного интервала изменения обводненности залежи. Так, методики С.Н.Назарова, Г.С. Камбарова и других авторов, А.М. Пирвердяна, А.А. Казакова, Н.А. Черепахина дают вполне удовлетворительные результаты при обводненности залежей более 70%. Методики же Б. Ф. Сазонова, М.И. Максимова, А. Фореста, Французского института нети хорошо показали себя в интервале обводненности 40-70%. Однако при большей обводненности применять их нецелесообразно из-за большой погрешности. Следовательно, необходимо переходить на методики, дающие хорошие результаты при обводненности 70% и выше. Как правило, все расчеты ведутся с использованием ЭВМ, и программой такой переход предусмотрен.

Рассмотрим некоторые из вышеперечисленных методик.

Метод Максимова М. И. [1] применим в интервале обводненности 40-70%.

На основе проведенных экспериментов было установлено, что зависимость накопленной добычи воды Qв от накопленной добычи нефти Qн в общем виде подчиняется уравнению

,                                                 (1)

где Qв и Qн – соответственно накопленные добычи воды и нефти в пластовых условиях, м³.

Логарифмируя (1), можно получить

                                       (2)

Данное равенство представляет собой уравнение прямой линии, т.е. зависимость Qв=f(Qн), построенная в полулогарифмических координатах, представляет собой прямую линии с угловым коэффициентом, равным lga

Последовательность расчетов

1.  По фактическим данным Qн и Qв строится график зависимости lg Qв от Qн.

2.  Определяются параметры a и b по трем последним точкам графика (рис. 1) методом средних:

                          (3)

                                     (4)

3.  При заданном отборе жидкости, исходя из зависимости (1), не представляется возможным определить добычу нефти. Поэтому задаются рядом произвольных значений Qвi на прогнозный период и рассчитывают соответствующие значения Qнi по формуле

                                          (5)

Рис. 1. Зависимость lgQв-Qн

4.  По известным значениям Qвi и Qнi в прогнозируемом периоде определяются соответствующие значения для накопленной добычи жидкости

                                    (6)

и строится зависимость Qнi=f(Qжi) на прогнозируемый перод (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость Qн=f(Qж), необходимая для определения годовых отборов нефти при заданных годовых отборах жидкости

5.  По заданной величине годового отбора жидкости DQжi по годам прогнозируемого периода с использованием зависимости DQнi=f(DQжi) последовательно рассчитваются величины годовых отборов нефти DQнi и воды DQвi (см. рис. 2)

                                       (7)

6.  Определяется среднегодовая обводненность продукции в пластовых условиях на прогнозируемый период:

                                 (8)

7.  Годовые отборы нефти, воды и жидкости переводятся из пластовых условий (м³) в поверхностный (т):

                               (9)

Здесь k – переводной коэффициент,

                                     (10)

где r_н – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

b_н – объемный коэффициент нефти.

                            (11)

где r_в – плотность попутной воды, т/м³.

                       (12)

8.  Рассчитываются накопленные отборы нефти, воды и жидкости в пластовых и поверхностных условиях по годам прогнозируемого периода.

9.  Рассчитываются годовые темпы отборов нефти t_нi и жидкости t_жi от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода в процентах:

;                        (13)

10.  Рассчитываетс коэффициент текущего нефтеизвлечения  по годам прогнозируемого периода (доли едениц):

                                            (14)

где Qбал – начальные балансовые запасы нефти, м³.

11.  Результаты расчетов технологических показателей по годам прогнозируемого периода представляются в табл. 1.

Метод С.Н. Назарова и Н. В. Сипачева [2] применим при обводненности продукции более 70%.

Авторами установлено, что на поздней стадии разработки зависимости в координатах представляет собой прямые линии, описываемые уравнением

,                                    (15)

где a и b – параметры прямой; Qн, Qв, Qж – накопленные отборы нефти, воды и жидкости в пластовых условиях по годам прошедшего периода, тыс. м³.

         Для определения параметров a и b строится график зависимости    (см. рис. 3)

Рис. 3. Зависимость

Последовательность расчетов

1.  Определяются коэффициенты a и b метдом средних по трем последним точкам прямой (см. рис. 3)

;                               (16)

.                                          (17)

Обратная величина тангенса угла наклона прямой к оси абсцисс численно равна потенциальным извлекаемым запасам на дату анализа, т.е.

                                              (18)

2.  Определяется годовая добыча нефти в пластовых условиях при заданной добыче жидкости по годам прогнозного периода:

(19)

где - заданная годовая добыча жидкости по годам прогнозного периода в пластовых условиях, тыс. м³;

t_i – время, начиная с первого года прогнозируемого периода (i=1, 2, 3,…n), r;

Qнi-1 – накопленная добыча нефти в пластовых условиях в (i-1)-м году, тыс. м³.

3.  Определяется добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода (тыс. м³):

                                        (20)

4.  Определяется среднегодовая обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях (%):

                                           (21)

5.  Рассчитываются накопленные отборы нефти Qнi, воды Qвi и жидкости Qжi в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода (тыс. м³):

;            

;             

                         (22)

6.  Рассчитываются годовые темпы отборов нефти  и жидкости от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода (%):