Головна

Основні типи АГПМ і завдання, які вирішуються за їх допомогою

  1.  Amp; 8. Основні положення декретів ЦВК і РНК від 18.12.1917 р та 19.12 1917 р
  2.  Cущность організації та її основні ознаки
  3.  GENESIS64 Security - Основні настройки
  4.  I. Основні богословські положення
  5.  I. Основні завдання ЗОВНІШНЬОЇ ПОЛІТИКИ
  6.  I. основні положення
  7.  I. ОСНОВНІ ПРАВИЛА БЕЗПЕКИ ПІД ЧАС ВИКОНАННЯ ЛАБОРАТОРНИХ робіт

Залежно від надійності геолого-промислових даних і від геолого-фізичних умов розробки можуть бути рекомендовані наступні варіанти геолого-статистичних моделей, які застосовуються для всіх груп об'єктів розробки.

Оцінка розробки поклади може проводиться за двома інтегральними показниками - коефіцієнта нафтовіддачі і водонефтяного фактора (ВНФ).

Розглянемо п'ять типів моделей для прогнозу нафтовіддачі.

I модель. являє собою набір лінійних залежностей поточної нафтовіддачі від геолого-фізичних показників на послідовні фіксовані моменти часу, які визначаються обводненностью продукції об'єкта розробки В або безрозмірним часом t.

ht = b0(T) + S bi(T) ? Гi, (6)

де ht - Поточна нефтеотдача на фіксований момент часу;

b0(T) - значення вільного члена лінійного рівняння на фіксований момент часу;

bi(T) - значення коефіцієнта при i-му геолого-фізичному параметрі на час t;

Гi - I-тий геологічний параметр.

Величина t - фіксований момент часу при 10, 20, 30, ... 90, 95, 98% обводнення продукції об'єкта розробки, або при 0,1; 0,2; 0,3; ... 1,5; 2,0; ... T, де t - безрозмірний час.

Використання моделі дозволяє оцінити по об'єкту поточну і кінцеву нефтеотдачу на будь-якому етапі розробки за умови близькості основних технологічних показників розробки даного об'єкту і об'єктів, використаних для створення моделі.

Моделі можна використовувати для об'єктів, що виходять з розвідки. Подібні моделі застосовують для оцінки кінцевої нафтовіддачі і прогнозування всього процесу нефтеизвлечения.

II модель. представляє набір залежностей поточної нафтовіддачі від геолого-фізичних показників і попередньої нафтовіддачі на послідовні моменти часу

ht = b0(T) + S bi(T) ? Гi + доt? ht-1, (7)

де доt - Коефіцієнт при значенні попередньої нафтовіддачі на фіксований момент часу;

ht-1 - Поточна нефтеотдача на попередній момент часу.

Включення в модель попередньої нафтовіддачі значно покращує статистичні характеристики одержуваних геолого-статистичних залежностей завдяки сильній кореляційної зв'язку подальшої нафтовіддачі з попередньої. Включення попередньої нафтовіддачі раціонально для об'єкта, що знаходиться в кінці другої стадії розробки, при обводнення продукції 50-60%. Перевага даної моделі полягає в коригуванні поточної нафтовіддачі за допомогою геолого-фізичних показників.

Надійність прогнозу по даній моделі значною мірою залежить від похибки оцінки вихідних балансових запасів по об'єкту. При спільному використанні II моделі з моделями інших варіантів по взаємному розташуванню прогнозних кривих дозволяє оцінити достовірність підрахунку запасів, а також ймовірний відтік або приплив нафти по аналізованого об'єкта. Мал. 1

IIIмодель. представляє набір залежностей поточної нафтовіддачі від геолого-фізичних і технологічних показників:

ht = b0(T) + S bi(T) ? Гi + S зj(T) ? Тj, (8)

де зj(T) - значення коефіцієнта при j-м технологічному параметрі на час t;

Тj - Значення j-го технологічного параметра на час t.

Використання залежності (8) дозволяє прогнозувати поточну нефтеотдачу при певному зміні технологічних показників її можна застосовувати для оцінки ефективності МУН.

IV модель. Комбінована модель, що представляє III модель. Перша частина моделі розраховується на фіксоване значення безрозмірного часу t - залежність (9а), друга частина - по відсотку обводнення продукції об'єкта -В: залежність (9б). Розрахунок нафтовіддачі по другій частині проводиться при обводнення об'єкта вище 60%.

ht = b0(T) + S bi(T) ? Гi + S зj(T) ? Тj (9а)

ht = b0(В) + S bi(В) ? Гi + S зj(В) ? Тj (9б)

комбінована модель застосовується для покладів зі складними геолого-фізичними умовами, які характеризуються нестійкістю процесу обводнення в початкових (I, II) стадіях розробки і стабільністю обводнення на пізній стадії розробки.

V модель. Комбінована модель, яка представляє III модель до обводнення 60% (залежність 10а), а після 60% - II варіант (залежність 10б).

ht = b0(T) + S bi(T) ? Гi + S зj(T) ? Тj (10а)

ht = b0(T) + S bi(T) ? Гi + доt? ht-1 (10б)

Переваги подібної моделі полягають в простоті її створення, що дозволяє включати до обводнення 60% значне число об'єктів з урахуванням геолого-фізичних і технологічних показників, а після (практично після повної реалізації системи розробки) від технологічних показників можна відмовитися, замінивши їх попередньої нафтовіддачі.

Розглянемо прогноз ВНФ за допомогою трьох типів АГПМ:

1 тип.ВНФ (t) = b0(T) + b1(T) ? mн+ b2(T) ? hпр+ b3(T) ? Kнеод; (11)

2 тип.ВНФ (t) = b0(T) + b1(T) ? mн+ b2(T) ? hпр+ b3(T) ? shеф + b4(T) ? Kнеод+ + B5(T) ? QВНЗ; (12)

3 тип.ВНФ (t) = b0(T) + b1(T) ? rн+ b2(T) ? hеф+ b3(T) ? shпр + b4(T) ? SВНЗ+ + B5(T) ? Q/(T); (13а)

при t = 10,20,30,40,50,60%,

ВНФ (t) = b0(T) + b1(T) ? rн+ b2(T) ? hеф+ b3(T) ? shпр + b4(T) ? SВНЗ+ + B5(T) ? ВНФ (t-d); (13б)

при t = 70,80,90,95,98%,

d = 10,5,3 ???????

де ВНФ (t) - поточний водонефтяной фактор на фіксований момент часу;

bi(T) - коефіцієнти;

mн - В'язкість пластової нафти, мПа ? с;

rн - Щільність пластової нафти кг / м3;

hпр , hеф - Оцінки математичних очікувань товщини відповідно пропластками і пласта, м;

Kнеод - Комплексний показник неоднорідності;

shпр, shеф - Оцінка дисперсії товщини відповідно пропластками і пласта, м;

QВНЗ - Відносні запаси нафти, приурочені до водонефтяной зоні, яке визначається як відношення запасів водонефтяной зони до запасів поклади в цілому,%;

SВНЗ - Відносна площа водонефтяной зони, яке визначається як відношення площі водонефтяной зони до площі поклади в цілому,%;

Q/(T) - середня величина геологічних запасів в т. Т., Що припадають на одну свердловину в момент t;

t - момент часу, виражений через обводненість продукції,%.

Схема застосування АГПМ для прогнозу значень нафтовіддачі і ВНФ нових об'єктів.

1. Підготовка параметрів, використовуваних при моделюванні (таблиця 1).

2. Підготовка у вигляді таблиці технологічних показників розробки в часі (можливо в тому випадку, якщо об'єкт знаходився деякий час в експлуатації)

3. Знаходження значень головних компонент Z1... Z6.

Величини головних компонент визначаються за рівнянням полінома першого ступеня, а значення самих параметрів беруться нормованими. Нормоване значення параметра визначається з виразу


Хнорм.=  (14)

де Хнорм. - Нормоване значення параметра: m0норм, кн. норм, hпр. норм., SВНЗ норм;

хi - Значення параметра об'єкта;

Мх - Середнє значення параметра;

s - стандартне відхилення параметрів.

величини Мх і s визначаються по таблиці 2.

Таблиця 2

Межі зміни фізико-хімічних властивостей аналізованих об'єктів

 параметр  Числове значення параметрів
   мінімальне  середнє  максимальне  стандартне відхилення
mн, МПа ? с  0,50  9,79  42,00  10,64
m0  0,60  6,91  34,00  7,08
 А,%  0,01  3,50  10,00  2,89
 А + С,%  27,00  22,50  62,00  13,03
 Т, 0С  18,00  32,50  95,00  14,79
rн, Т / м3  0,67  0,82  0,89  0,04
 G, м3/ м3  1,25  39,60  154,00  32,00
кпр,10-15мкм2  16,00  614,00  2560,00  497,00
Mm  16,00  20,00  25,00  1,90
sm  0,96  2,92  6,50  0,73
Wm  6,00  14,60  26,00  3,84
Mкн  70,00  85,00  96,00  5,26
sкн  1,40  5,60  14,10  2,59
Wкн  2,00  6,60  14,70  3,48
Mhеф  1,80  49,30  59,00  6,65
shеф  0,23  19,10  15,30  1,53
Whеф  13,00  38,70  26,00  19,37
Mhпр  1,00  3,87  26,00  2,64
shпр  0,32  2,36  30,40  1,27
Whпр  32,00  61,00  117,00  17,00
Кр  1,10  2,90  5,60  1,13
Кп  0,30  0,67  0,95  0,52
Кнеод.  0,01  5,79  39,00  32,30
 kh / m  0,11  262,00  8880,00  885,00
QВНЗ  3,00  33,70  100,00  44,30
SВНЗ  5,00  41,00  100,00  27,01

Після визначення нормованих значення параметрів знаходяться значення головних компонент Z1... Z4 як:

Zi = аi? m0норм+ аi? кн. норм. + аi? hпр. норм. + аi? SВНЗ норм., (15)

де аi - Коефіцієнти (таблиця 3).

Таблиця 3

Значення коефіцієнтів за параметрами m0норм, кн. норм, hпр. норм., SВНЗ норм по Волго-Уральської нафтогазоносної провінції

 Головні  Коефіцієнти при параметрах
 компоненти m0 кн hпр SВНЗ
Z1  0,51  -0,46  -0,59  -0,43
Z2  0,60  0,77  0,07  -0,20
Z3  0,27  0,05  -0,43  0,86
Z4  0,55  -0,44  0,68  0,19

4. Ідентифікація об'єкта (перебування до якої групи належить даний об'єкт) шляхом визначення евклидова відстані Ri до центральних об'єктів.

Ri =  (16)

де Ri - Відстань до об'єкта від обраного центру;

 - Значення компоненти центру - координати центру групування (таблиця 4);

 - Значення i-тої компоненти об'єкта.

Таблиця 4

Координати центрів групування

 Головні компоненти  1 группаСерафімовское родовище, пласт Д1  2 группаОрьебашевское родовище, пласт З1  3 группаЮжно-Ромашкінська площа, пласт Д1
Z1  -1,82  2,52  1,36
Z2  0,20  0,11  -3,28
Z3  -1,04  -0,05  0,78
Z4  0,84  -0,39  -3,76
Z5  0,97  0,20  -0,61
Z6  1,10  0,86  -0,51

5. Вибір моделі АГПМ для прогнозу коефіцієнта нафтовіддачі і ВНФ.

6. Розрахунок коефіцієнта нафтовіддачі і ВНФ на фіксовані моменти часу за допомогою відомих коефіцієнтів для певної групи об'єктів і обраної моделі.



 



 Структурна схема створення АГПМ |  Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пластів

 ВСТУП |  Нефтеотдача пласт надра нафту |  Порівняння базової нафтовіддачі (без застосування МУН) з фактичної (після проведення МУН) |  Порівняння нафтовіддачі досвідчених і контрольних ділянок |  Поняття про адаптаційну геолого-статистичної моделі |  Надійність оцінки ефективності МУН |  заводнення |  Модифікація щільності сітки свердловин |  Форсований відбір рідини |  циклічне заводнення |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати