Головна

Порівняння базової нафтовіддачі (без застосування МУН) з фактичної (після проведення МУН)

  1.  II Без застосування електрозахисних засобів
  2.  IV. Особливості проведення та адміністрування курсу
  3.  VI. ПОРІВНЯННЯ РИТУАЛУ ЧЁД з тибетським Містер
  4.  VIII. ПОРІВНЯННЯ З церемонії БАЛИ, що здійснюються на ЦЕЙАОНЕ
  5.  А) герменевтически ПРОБЛЕМА ЗАСТОСУВАННЯ
  6.  Акти застосування права
  7.  Акти застосування права

існує два способи визначення базових показників: детерміновані методи математичного моделювання та статистичні методи прогнозу.

а) Математичне моделювання.

Розрахунок базового варіанту з математичної моделі за доцільне в тому випадку, якщо обсяг інформації про пласті і ступінь досконалості методики розрахунку дозволяють визначати технологічні показники з точністю, достатньою для порівняння з фактичними показниками застосування МУН. Насправді ж, з огляду на обмеженість розмірів дослідних ділянок і числа свердловин - джерел інформації, можлива помилка в визначенні нафтовіддачі із застосуванням традиційних видів впливу, як правило, перевищує потенційний приріст нафтовіддачі за рахунок таких методів, як наприклад, заводнення з ПАР. [17]

б) Статистичні методи оцінки нафтовіддачі.

Визначення базових показників проводиться по залежності (рівняння регресії), яка описує базову систему розробки.

Дані методи прогнозу поділяються на три групи.

перша група- Першим методом є метод кривої середньої продуктивності, що полягає в побудові кривих падіння видобутку (залежність видобутку нафти від часу експлуатації) по окремих свердловинах. даний метод став основою залежностей Б. Т. Баїшева, І. Г. Пермякова, В. Г Оганджанянц, В. В. Ісайчева, В. Ф. Усенко, Б. В. Щитова, А. І. Вашуркіна, А. В. Копитова, і ін. Метод побудови кривих падіння видобутку застосовується при малій (до 30-40%) обводнення продукції свердловин.

друга група - Методи, в яких використана залежність одних технологічних показників розробки від інших, які прийнято називати характеристиками витіснення.

За визначенням М. І. Максимова під характеристикою витіснення нафти водою розуміється крива, яка відображає обводнення продукції поклади нафти в процесі її експлуатації.

Використання інтегральних характеристик можливо на пізній стадії розробки ділянки на режимі звичайного заводнення.

Надійність прогнозу нафтовіддачі за характеристиками витіснення в значній мірі залежить від достовірності подання геологічної будови об'єкта розробки, величини запасів, ступеня і характеру вироблення їх, стабільності системи розробки, порядку і темпу введення в розробку ділянок родовища, переміщення запасів нафти з одних частин поклади в інші, а також від характеру і обсягів проведених заходів в попередній період [32]. У цьому переліку необхідно особливо виділити стабільність системи розробки площі, який, на нашу думку, є в більшості випадків визначальним фактором обмеження застосування характеристик витіснення. Внаслідок спрощення характеристик витіснення, а саме подання до вигляді двопараметричних залежностей точність розрахунків знижується, особливо при аналізі процесу розробки зонально і пошарово неоднорідних покладів [76].

Екстраполяція побудованої за фактичними даними експлуатації характеристики витіснення дозволяє проводити прогнозування процесу обводнення і нафтовіддачі на нетривалий, до п'яти років, період.

Основною ознакою, що визначає можливість використання конкретної інтегральної характеристики витіснення на прогнозний період, є прямолінійний характер на кінцевій ділянці. Цією обставиною, по суті, і пояснюється різноманіття видів інтегральних характеристик витіснення, запропонованих різними дослідниками, кожна з яких, в залежності від конкретних умов і особливостей процесу вироблення запасів нафти, може виявитися найбільш прийнятною [РД 39-0147035]. Надійність результатів розрахунків для кожного виду залежності оцінюється по стійкості додаткового видобутку нафти, обчисленої для різної тривалості бази порівняння. З усіх залежностей перевага віддається тим з них, які мають стійкі значення додаткового видобутку нафти при зміні, тривалості бази порівняння в інтервалі 3-4 місяців і більше, за рештою залежностям визначаються ті з них, які мають мінімальне середньоквадратичне відхилення відновлених величин, і береться їх середнє значення.

Середнє значення поточного приросту нафтовіддачі, визначається як співвідношення накопиченої додаткового видобутку нафти, розраховані за даними методам, до балансових запасів.

Дія хімреагенти може проводити до змін не тільки завдяки своїм фізико-хімічним властивостям, але для деяких ділянках і за рахунок гідродинамічних ефектів. Це пов'язано з певним поєднанням системи заводнення і літолого-фаціальні зональності дослідної ділянки. Тому для достовірності визначення технологічного ефекту за характеристиками витіснення його потрібно доповнювати оцінкою ефекту по окремих свердловинах.

третя група - Методи, засновані на виявленні закономірностей нафтовіддачі від властивостей колекторів, рідин і деяких технологічних показників розробки, отриманих в результаті аналізу фактичних даних безлічі родовищ. Отримані статистичні моделі для різних нафтогазоносних районів країни, можна використовувати для прогнозування процесу обводнення і нафтовіддачі інших нових родовищ, геолого-фізичні властивості і деякі показники розробки яких схожі з аналізованими.

Ці моделі грунтуються на різного геолого-промислової інформації, тому при використанні багатовимірних кореляційних залежностей необхідно, щоб геологічні та технологічні чинники досліджуваних покладів відповідали вхідним даними статистичних моделей. Найбільш точні результати оцінки коефіцієнтів нафтовіддачі по ним можна отримати в разі, коли параметри родовищ близькі до їх середнім величинам, використовуваним при побудові моделей.

Перевага використання моделей третьої групи полягає в простоті розрахунків базової нафтовіддачі, головним недоліком є ??лімітовані геолого-фізичні і технологічні умови родовища.

До цієї підгрупи можна віднести моделі Кожакіна С. В., Гомзікова В. К., Молотова М. А., Чоловського І. П, Абасова М. Т., Іванової М. М., Абизбаева І. І., Хитрово Г. А., Токарєва М. А., Мухаметшин В. Ш., крейзі, Баклеев, Гутрі, Гринбергера та інших.

 



 Нефтеотдача пласт надра нафту |  Порівняння нафтовіддачі досвідчених і контрольних ділянок

 ВСТУП |  Поняття про адаптаційну геолого-статистичної моделі |  Структурна схема створення АГПМ |  Основні типи АГПМ і завдання, які вирішуються за їх допомогою |  Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пластів |  Надійність оцінки ефективності МУН |  заводнення |  Модифікація щільності сітки свердловин |  Форсований відбір рідини |  циклічне заводнення |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати