При выполнении проектно-технологических документов на разработку нефтяных месторождений, находящихся в эксплуатации длительный период, возникает необходимость оценки эффективности реализуемой системы разработки (полноты выработки запасов), путем определения накопленной добычи нефти (остаточных запасов) на конечной стадии освоения.
Такую оценку можно выполнить с помощью геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки месторождения (объекта) или же с помощью метода обобщенных характеристик вытеснения. Обобщенные характеристики вытеснения представляют собой эмпирические методы прогнозирования, основой которых является аппроксимация той или иной зависимости между накопленной добычей нефти и жидкости и их производными (добыча воды и обводненность):
Qн = f (Qж),
где Qн, Qж – накопленные значения добываемой нефти и жидкости.
Методы характеристик вытеснения основываются на том, что при обводенности продукции скважин более 50 % тенденция обводнения при неизменности системы разработки считается сложившейся, и зависимость между накопленной добычей нефти и жидкости можно описать монотонно возрастающей функцией.
При оценке потенциально извлекаемых запасов с помощью характеристик вытеснения исходят из соображения, что с увеличением времени разработки (t → ∞) и, следовательно, накопленной добычи жидкости (Qж → ∞), содержание нефти в жидкости стремится к нулю (fн → 0), а накопленная добыча нефти стремится к конечной величине, равной потенциально извлекаемым запасам.
Достоинством методов характеристик вытеснения является:
- простота;
- возможность прогноза по минимуму исходной геолого-физической информации;
- определение извлекаемых запасов нефти без предварительного знания геологических запасов и проектного КИН;
- автоматический учет особенностей реализуемой системы и технологии разработки.
Существует большое количество характеристик вытеснения, однако по данным [1-5] наибольшая точность определения потенциально извлекаемых запасов по данным эксплуатации обеспечивается методами, приведенными в таблице 1.
Таблица 1. Методы характеристик вытеснения
|
№ п/п |
Метод |
Функциональная зависимость |
|
1 |
Г.С. Камбарова, Д.Г. Алмамедова |
Qн(t) = а – b/Qж(t) |
|
2 |
С.Н. Назарова, Н.В. Сипачева |
Qж/Qн(t) = a + b*Qв(t) |
|
3 |
А.А. Казакова |
Qн(t) = a + bQж-с(t) |
|
4 |
В.Д. Лысенко |
|
|
5 |
В.М. Ревенко |
|
Здесь Qж, Qн, Qв – накопленные в пластовых условиях объемы добычи жидкости, нефти и воды, соответственно; a, b, c – коэффициенты, получаемые путем аппроксимации фактических данных.
При использовании одних и тех же исходных данных разница в оценках данными методами может быть существенной, поэтому на практике чаще всего используется среднее значение по всем используемым методам характеристик вытеснения.
Мегионское нефтяное месторождение введено в разработку в 1964 г.
С начала разработки на месторождении на 01.01.2011 г. отобрано 70016,7 тыс.т нефти и 273566,6 тыс.т жидкости. Отбор от НИЗ составил 77% при обводненности 91,4%.
По состоянию на 01.01.2011 г. в активной разработке находятся объекты АВ1-2, БВ8, БВ10, ЮВ11.
В проектном документе оценка выработки запасов в целом по месторождению и по объектам при сложившейся системе разработки осуществлялась с помощью характеристик вытеснения (таблица 2).
Таблица 3. Оценка накопленной добычи нефти Мегионского месторождения
|
Объект |
Камбаров, Алмамедов |
Назаров, Сипачев |
Лысенко |
Ревенко |
Среднее |
|
Месторождение |
82360 |
83484 |
79824 |
80217 |
81471 |
|
АВ1-2 |
8378 |
9115 |
8018 |
7804 |
8329 |
|
БВ8 |
62205 |
61563 |
60666 |
61750 |
61521 |
|
БВ10 |
5149 |
5585 |
6513 |
6642 |
5972 |
|
ЮВ1 |
3735 |
3863 |
- |
3470 |
3689 |
На рис. 1 представлена оценка выработки запасов через средний дебит действующих скважин в целом по Мегионскому месторождению и по основному по запасам объекту БВ8, на рис.2 – по объектам АВ1-2, БВ10 и ЮВ1.
Рис.1. Зависимость накопленной добычи нефти от среднего дебита нефти
(Мегионское месторождение в целом, объект БВ8)
Рис.2. Зависимость накопленной добычи нефти от среднего дебита нефти
(Мегионское месторождение, объекты АВ1-2, БВ10, ЮВ1)
Средние дебиты скважин по жидкости в последние годы достаточно стабильны, отклонение от среднего значения за последние 5 лет составляет 5 - 18 % (Рис.3).
Средняя оценка в целом по месторождению составила 80794 тыс.т, что укладывается в диапазон оценок по характеристикам вытеснения, отклонение от средней величины менее одного процента. Оценка по объекту БВ8 - 60676 тыс.т также укладывается в диапазон оценок по характеристикам вытеснения с отклонением от среднего значения чуть более одного процента.
Рис.3. Средний дебит жидкости (объекты Мегионского месторождения)
Единственным объектом, по которому оценка по среднему дебиту не попала в диапазон определений по характеристикам вытеснения является АВ1-2, разница со средним значением составляет (+10%), по БВ10 - (-8%), однако и разница в результатах расчета по характеристикам вытеснения по АВ1-2 составляет 14%, по БВ10 - 22%.
Необходимо отметить, что по объекту АВ1-2 имеется серьезное несоответствие между отбором нефти от НИЗ (60,7%) и обводненностью 92,8%, по объекту БВ10 соответственно 43 и 66.8%.
Таким образом, проведенное сравнение результатов расчета возможной выработки запасов Мегионского месторождения по характеристикам вытеснения и по динамике среднего дебита нефти показывает достаточно хорошее согласование.
Приведенные результаты оценки накопленной добычи нефти (извлекаемых запасов) по динамике изменения среднего дебита действующего фонда скважин свидетельствуют как о возможности контроля за достоверностью определения данных параметров по характеристикам вытеснения, так и о самостоятельном использовании данного метода на определенных этапах разработки нефтяных объектов.
В первом приближении для прогноза может использоваться линейная зависимость накопленой добычи нефти от среднего дебита, которая дает минимальную оценку извлекаемых запасов.
Библиографическая ссылка
Нургалиева Р.А., Богданов М.С., Полякова Н.С. ОЦЕНКА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ МЕГИОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Международный студенческий научный вестник. – 2016. – № 2. ;URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=14682 (дата обращения: 18.01.2025).