5. Использование показателей неоднородности при прогнозе конечной и текущей нефтеотдачи

При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщенной геолого-физической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчетах фильтрации с учетом характера коллекторов и насыщающих флюидов, режима работы и величины запасов залежей.

По нефтяным залежам, характеризующимся водонапорным режимом и начальными балансовыми запасами нефти категорий А+В+С-менее 50 млн. т, используют статистические зависимости, полученные в результате обработки данных по большому количеству месторождений, находящихся в различной стадии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.

По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неоднородности коллекторов - в сравнительно однородных и в неоднородных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффи­циентом песчанистости более 0,75, коэффициентом расчлененности менее 2,1 и числом характерных прослоев более трех; карбонатные коллекторы по степени неоднородности отнесены к неоднородным.

По проницаемости для терригенных коллекторов выделены группы залежей, входящих в пределы проницаемости, •10'¹⁵ м²: 20-50; 50-100; 100-300; 300-800; более 800. Для карбонатных коллекторов ввиду ограниченности исходных данных- залежи разделены по группам, входящим в интервалы проницаемости, •10^-15 м²: 20-50; 50-100; более 100.

Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным залежам рекомендуется использовать графические зависимости, представленные на рис.14,15,16.

Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако, как и любые корреляционные зависимости, они являются приближенными и характеризуются определенной погрешностью. При этом следует иметь в виду, что наиболее надежные результаты дают левые и центральные части кривых, менее надежные - правые, проведенные условно по аналогии с другими графиками.

При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости (например, для проницаемости 50 и-100-10^-15м² ) следует брать отсчеты по обеим зависимостям и значение нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчетов. При определении коэффициентов нефтеотдачи по данным графикам следует пользоваться только приведенными на них кривыми, не прибегая к их интерполяции и экстраполяции. Метод интерполяции между приведенными кривыми исключается ввиду того, что эти кривые показывают зависимость величины нефтеотдачи от соотношений вязкостей нефти и воды не для какого-то отдельного значения проницаемости, а для ее интервалов. Метод экстраполяции предлагаемых кривых не рекомендуется ввиду того, что область больших соотношений вязкостей нефти и воды не подтверждена фактическими данными зависимости между указанными параметрами, и характер этой зависимости в данной области может быть иным, чем в области меньших соотношений вязкостей нефти и воды.

Шифр линий - проницаемость 10 ^-15 м²

Рис 14 График зависимости разрабатываемых при водонапорном режиме проектных коэффициентов нефтеотдачи η от соотношения вязкостей нефти и воды для сравнительно однородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью,.

Шифр линий - проницаемость 10 ^-15 м²

Рис.15. График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для неоднородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, при водонапорном режиме.

Шифр линий - проницаемость 10 ^-15 м²

Рис.16. График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для карбонатных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме (по «Временному методическому руководству» )

Авторами изложенной выше методики на основании обобщения большого геологического материала показано, что при одних и тех же вязкости нефти и проницаемости пласта величина конечной нефтеотдачи существенно зависит от неоднородности пласта, чем и объясняется неоднозначность ее прогноза. Для исключения этого недостатка созданы геологопромысловые модели с использованием комплексных показателей неоднородности для объектов 3 и 4 иерархических уровней.

Применение k_неод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики объекта разработки при прогнозе конечной нефтеотдачи регламентировано РД 39-1-199-79 . Используя k_неод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики и используя данные о текущей и конечной нефтеотдаче объектов, находящихся в поздней стадии разработки, с помощью регрессионного анализа получены простые статистические модели, позволяющие прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачу при различной обводненности продукции в случае вытеснения нефти водой.

Аналитическое выражение модели:

(17)

где A₀ (t) - свободный член линейного уравнения в фиксированный момент времени; B(t) - коэффициент при геолого-технологических параметрах на фиксированный момент времени; k_неод комплексный показатель неоднородности; k_зап коэффициент запаса нефти, приходящегося в среднем на одну скважину, равный отношению Q_{факт. на скв}. /300 тыс.т.

На рис.10 дано графическое отображение модели простейшей из серии адаптационных геологопромысловых моделей АГПМ , при обводненности продукции от 10 до 98 %. Технология разработки в некоторой мере учитывается с помощью коэффициента запаса, который вводится при превышении величины запасов нефти, приходящихся на скважину, свыше 300 тыс.т, а его введение по физическому смыслу характеризует увеличение геологической неоднородности дренируемого скважиной объема.. АГПМ могут быть использованы для объектов на любом иерархическом уровне.

Шифр кривых - обводненность продукции, %

Рис.17. Пример графо-аналитического выражения простейшей геологопромысловой адаптационной модели для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи.

Эффективность применения k_неод для прогнозирования продуктивности нефтяных и газовых пластов, текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяных факторов и для идентификации объектов по геологической неоднородности при анализе разработки доказана на большом числе объектов разработки.