Методы определения проектного кин

На залежах с водонапорным режимом: КИН зависит от большого числа геологических, технологиче­ских и гидродинамических факторов (литологический состав кол­лектора, неоднородность, ФЕС, толщины, соотношение вязкости во­ды и нефти, плотность сетки скважин, способы интенсификации до­бычи и др.). Количество факторов и их информативность обусловле­на объемом имеющейся информации об изучаемом объекте, т.е., степенью изученности - стадией ГРР или разработки, поэтому в за­висимости от этого КИН определяется по-разному:

Первый способ расчета - статистический (применяется, как правило, по завершению поискового этапа и на стадии оценки месторожде- ний). В этом случае КИН определяется на основе составления многомерных статистических моделей. Для этого с помощью многофакторного анализа по группе длительно разрабатываемых залежей, находящихся в единой структурно-фациальной зоне с вновь вводимым в эксплуатацию ме­сторождением, получают статистическую модель конечного коэф­фициента извлечения нефти в виде формулы. В этой формуле присутствуют геолого-физические и технологические информативные факторы, оказавшие влияние на конечный КИН. Существует большое количество многомерных моделей, разработанных для за­лежей разного типа, для коллекторов различного литологического состава, для объектов, с разной степенью изученности.

Пример многомерной статистической модели (в виде уравне­ния регрессии), полученной по результатам расчетов всех предло­женных вариантов разработки яснополянских пластов Гондыревского месторождения:

 = 0,411- 0,056 ln_н+0,044 ln k_пр+0,069 ln h_эф.н.+0,094 ln k_песч+0,012 ln Q_ВНЗ

Второй способ расчета – покоэффициентный, вычисляется с учетом коэффициентов за­воднения, вытеснения и охвата процессом вытеснения, учитываю­щих геолого-физическую характеристику залежи и особенности предполагаемой системы разработки по формуле:

= Квыт *Кзав*Кохв

Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой - определяется в лабораторных условиях по образцам, с разной проницаемостью рав­номерно освещающим весь продуктивный пласт. Коэффициент ха­рактеризует отношение количества нефти, вытесненного из образца коллектора при длительной промывке (до полного обводнения полу­чаемой жидкости) к начальному количеству нефти в этом образце (величина Квыт может изменяться от 0,3 до 0,95 в зависимости от проницаемости породы). Характеризует процесс вытеснения нефти из коллектора на микроуровне и показывает предельную величину нефтеизвлечения при воздействии какого-либо рабочего агента.

Кзав - коэффициент заводнения - характеризует потери нефти в объеме коллектора, охваченного процессом заводнения при прекра­щении добычи из-за полного обводнения скважин. Это отношение количества нефти, вытесненного из образца, промытого до предель­ной величины обводненности (95-99%) к количеству нефти, полу­ченному из этого образца при полной его промывке. Определяется лабораторным путем. Характеризует процесс вытеснения нефти из коллектора на микроуровне.

Кохв - коэффициент охвата пласта процессом вытеснения - отношение нефтенасыщенного объема залежи, охваченного процес­сом вытеснения, ко всему нефтенасыщенному объему залежи. Ко­эффициент характеризует долю коллекторов, охваченных процессом фильтрации при данной системе разработки. Для его определения составляется карта охвата пласта вытеснением, построенная на ос­нове карты распространения коллекторов и не коллекторов (на ста­дии подготовки к разработке) или карты распространения коллекто­ров с разной степенью продуктивности с нанесенными на них добы­вающими и нагнетательными скважинами (на стадии эксплуатации). В первом случае коэффициент определяется легко. Для залежи, раз­буренной по тех. схеме или проекту, на карте выделяют непрерыв­ную часть пласта, полулинзы и линзы. Для определения нефтенасыщенной части пласта, охваченной вытеснением в расчет прини­маются непрерывные части пласта, где возможно полное вытеснение нефти и полулинзы, открытые для поддержания пластового давле­ния с одной стороны. Кохв определяется по формуле:

Кохв= ∑ V непрер.кол.+ ∑ V полулинз / V нефт.

Величина Кохв может существенно изменяться в процессе разработки (увеличение рядов нагнетательных скв., изменение ме­стоположения нагнетательных скважин др.)

Третий способ расчета - геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях с помощью специальных ком­пьютерных программ. В этом случае КИН является показателем эф­фективности проектируемой системы разработки, соответствующей в той или иной степени конкретным геологическим особенностям объекта разработки. При данном способе расчета КИН и всех остальных технологических показателей обосновывается несколько вариантов систем разработки, которые могут различаться по типу заводнения, плотности сетки скважин, темпами разбуривания и др. Полученные расчетные КИН могут быть обоснованы технологиче­ски либо экономически. При задаче максимально эффективного ис­пользования недр, получают технологически обоснованный КИН, в котором экономические показатели учитываются как второстепенные. Достижение такого коэффициента требует применения дорогостоя­щих средств разработки, расхода повышенных материальных средств, особенно на месторождениях с низкими ФЕС и продуктив­ностью. Если преобладает экономический критерий (получение максимальных прибылей, учет мирового рынка нефти и налогового-законодательства, и др.), диктующий удешевлять систему разработки, зачастую в ущерб полноте выработке запасов, то такой КИН на­зывается экономически обоснованным.

Эти две величины КИН могут существенно различаться, осо­бенно на залежах сложного геологического строения с низкой про­дуктивностью.

Четвертый способ расчета – На поздних стадиях разработки КИН определяется на ос­нове экстраполяции, полученных в процессе разработки зависимо­стей между основными параметрами, определяющими величину КИН.

В зависимости от преобладающего типа режима различают 2 группы моделей, представленных в виде графических зависимостей.

1. Режим растворенного газа – используются кривые падения добычи нефти во времени, кривые снижения производи­тельности скважин с течением времени, кривые снижения накопленной добычи.

2. Режим водо- и упруговодонапорный – используются графи­ки вытеснения, построенные в координатах: (Qж/Qh –Qb; Qh*Qж – Qж) и др.

67