- •1 Нефтеотдача объектов разработки и методы ее оценки
- •1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу
- •1.2 Методы оценки нефтеотдачи
- •1.2.1 Сравнение базовой нефтеотдачи (без применения мун) с фактической (после проведения мун)
- •1.2.2 Сравнение нефтеотдачи опытных и контрольных участков
- •1.2.3 Определение остаточного нефтенасыщения
- •1.3 Применение адаптационной геолого-статистической модели (агпм)
- •1.3.1 Понятие об адаптационной геолого-статистической модели
- •1.3.2 Структурная схема создания агпм
- •1.3.3 Основные типы агпм и задачи, решаемые с их помощью
- •1.6 Системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях
- •1.7 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •1.8 Надежность оценки эффективности мун
- •2 Заводнение
- •2.1 Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •2.1.1 Гидродинамические мун
- •2.1.1.1 Модификация плотности сетки скважин
- •2.1.1.2 Форсированный отбор жидкости
- •2.3 Технология разработки залежей нефти горизонтальными скважинами
- •2.4 Заводнение с водорастворимыми пав
- •2.5 Заводнение растворами полимеров
- •2.5.1 Полимердисперсная система (пдс) воздействия на пласт
- •2.6 Щелочное заводнение
- •2.7 Воздействие осадкогелеобразующими составами
- •2.8 Вытеснение углекислотой
- •3. Газовые методы
- •3.1 Вытеснение нефти углеводородными газами
- •3.1.1 Закачка газа высокого давления и растворителя
- •3.1.2 Водогазовое воздействие
- •4. Термические муноп
- •4.1 Закачка в пласт теплоносителя
- •4.2 Внутрипластовое горение
- •5. Альтернативные методы
- •Микробиологическое воздействие
1.3.2 Структурная схема создания агпм
Для того, чтобы тот или иной объект разработки включить в анализируемую выборку, необходимо провести по нему анализ текущего состояния разработки. Анализ должен включать оценку точности подсчета запасов, определение комплекса геолого-физических и технологических параметров и оценку показателей разработки на фиксированные моменты времени.
Выбор наиболее информативных и независимых геолого-физических параметров проводится по графам значимых связей, на основе парной корреляции.
Структурная схема создания АГПМ выглядит следующим образом.
1.Подготовка геологических параметров объекта Гi. Классификация. Предварительное построение модели объекта. |
|
2.Подготовка технологических параметров Тi. |
||||||||
|
|
|
||||||||
|
3.Выделение основных параметров, оказывающих существенное влияние на показатели разработки.
|
|
||||||||
|
|
|||||||||
Оценка выходных параметров по месторождению - коэффициента нефтеотдачи ht, водонефтяного фактора ВНФt на фиксированное безразмерное время. |
||||||||||
|
|
|
|
|||||||
Классификация исходной выборки объектов по комплексу геолого-физических характеристик. Выбор метода классификации. Выделение однородных групп объектов. Смысловая классификация. Анализ динамики показателей по выделенным группам объектов. |
||||||||||
|
|
|
|
|||||||
Выбор математического и смыслового выражения АГПМ и получение конкретного значения для выделенной группы. Оценка точности и погрешности. |
||||||||||
Схема создания АГПМ при помощи программного обеспечения выглядит следующим образом:
смысловое выражение
¯
Программное обеспечение для
построения модели
(уравнения регрессии)
ht ®ВНФt ®
Гi ® ® ht= a + a1×x1+...+an×xn
Тi ®
входные выходные
параметры Математическое выражение параметры
Основные геолого-физические и технологические показатели, используемые при создании АГПМ можно сгруппировать следующим образом:
1 - показатели, характеризующие физико-химические свойства насыщенных флюидов;
2 - показатели, характеризующие изменчивость коллекторских и толщинных свойств пласта;
3 - показатели, характеризующие специальные коэффициенты и комплексные показатели неоднородности;
4 - показатели, характеризующие строение водонефтяной зоны;
5 - показатели, характеризующие технологию разработки.
Первые четыре пункта - геолого-физические параметры объекта, пятый пункт - технологические показатели разработки.
Таблица 1
Основные показатели, рекомендуемые для моделирования процесса нефтеизвлечения
Группа показателей |
Показатели |
Обозначение |
|
(Геолого- физические) |
|
1 |
Вязкость пластовой нефти, мПа×с |
mн |
|
Относительная вязкость |
m0 |
|
Содержание асфальтенов |
А |
|
Содержание асфальтенов и смол |
А+С |
|
Содержание парафинов |
П |
|
Пластовая температура, 0С |
Т |
|
Плотность пластовой нефти, т/м3 |
rн |
|
Пластовый газовый фактор, м3/ м3 |
G |
2 |
Коэффициент проницаемости, мкм2 |
кпр |
|
Математическое ожидание пористости, % |
Mm |
|
Стандартное отклонение пористости, % |
sm |
|
Коэффициент вариации пористости, % |
Wm |
|
Математическое ожидание нефтенасыщенности, % |
MКн |
|
Стандартное отклонение нефтенасыщенности, % |
sКн |
|
Коэффициент вариации нефтенасыщенности, % |
WКн |
|
Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м |
Mhэф |
|
Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м |
shэф |
|
Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, % |
Whэф |
|
Математическое ожидание толщины пропластков, м |
Mhпр |
|
Стандартное отклонение толщины пропластка, м |
shпр |
|
Коэффициент вариации толщины пропластков, % |
Whпр |
3 |
Коэффициент расчлененности |
Кр |
|
Коэффициент песчанистости |
Кп |
|
Коэффициент литологической связанности |
Кл.с. |
|
Комплексные показатели неоднородности |
Кнеод, К/неод. |
|
Коэффициент гидропроводности, 10-11 м×м2/(Па×с) |
kh/m |
4 |
Относительные запасы нефти в ВНЗ, % |
QВНЗ |
|
Относительная площадь ВНЗ, % |
SВНЗ |
|
(Технологические) |
|
5 |
Темпы отбора жидкости, % |
Тж |
|
Текущая плотность сетки скважин, га/скв |
S |
|
Плотность сетки скважин с учетом всех пребывавших, га/скв. |
S/ |
|
Текущие запасы нефти на скважину, тыс.т/скв. |
Q |
|
Запасы нефти на скважину с учетом всех пребывавших, тыс.т/скв. |
Q/ |
|
Соотношение закачки и отборов жидкости |
qзак/qотб |
В результате классификации залежей нефти при помощи факторного анализа, а именно метода главных компонент по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выделены три группы объектов. Выделенные группы объектов различаются по динамике показателей разработки - текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора.
1 группа характеризуется как относительно однородные объекты с маловязкой нефтью.
В эту группу входят в основном девонские залежи Башкирии и некоторые залежи с маловязкой нефтью Куйбышевской области.
2 группа объектов с относительно неоднородные объекты с высоковязкой нефтью.
Эта группа представлена залежами яснополянского надгоризонта месторождений Башкирии, некоторыми залежами нефти Куйбышевской и Пермской областей.
3 группа объектов с относительно неоднородным строением и маловязкими нефтями
В эту группу входят площади Ромашкинского месторождения и объекты Прикамской группы месторождений.