56. Понятие о кривых вытеснения. Классификация кривых вытеснения.

Хар. вытеснения – зависимость м/у накопленной добычей нефти и нкопленной доб. жидкости, выраженная в доляхобъема порового простр.

Сейчас хар. вытесн. – зависимости описывающие связь м/у разными показателями разраб.

Преимуществом использования характеристики вытеснения для определения активных извлекаемых запасов нефти по разрабатываемым объектам в поздней стадии эксплуатации является следующее:

а) для определения величины извлекаемых запасов нефти не требуется предварительного знания величин балансовых запасов нефти и проектного коэффициента извлечения нефти - активные запасы оценивается непосредственно по характеристике вытеснения;

б) при определении активных извлекаемых запасов интегрально учитываются фактические изменения реализуемой на объекте системы разраб.

Классификация:

Существуют интегральные хар-ки – связывающие м/у собой накопленные показатели разработки.

Дифференциальные показатели – связывающие м/у собой годовые показатели разраб.

Поскольку накопленные показатели менее подвержены резким колебаниям, интегральные хар-ки считаются более точными.

Все интегральные хар-ки делятся:

1. Кривые обводненности: двухпараметрические; трехпарметрич., временные (обязательно входит вр.)

2. Кривые падения добычи.

Особенностью этих кривых явл., то что начиная какого-то мом. времени разраб, эти зависимости представляют собой прям. линию.

Прямые участки могут быть получены если сис-ма разраб. не претерпевает кардинальных изменений.

Эти кривые можно использовать только после достижения > 50-60 %

С помощью кривых вытесн. можно:

1. Прогнозировать показатели разраб., но при этом на срок прогнозир-я сис-ма не должна сильно изменяться, т.е. n_скв.=const, не применяя МУН)

2. Определить начальные и извл-е запасы.

3. Оценить эффективность различных ГТМ в том числе и МУН.

57. Порядок прогнозирования показателей разработки с помощью кривых вытеснения.

Порядок прогнозирования:

1. Прогноз предельных значений накопленной добычи (ВНФ=>∞), определяем V_{н изв}^max

2. Зная балансовые запасы определим η_max

3. Прогноз текущих значений ΣQ_н, ΣQ_в, ΣQ_ж , ΣВНФ, задаваясь η=98%, получим прогнозное значение реально возможных извлекаемых запасов нефти

4. Нахождение реально возможных достижимого КИН

58. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий с помощью кривых вытеснения.

Хар. вытеснения – зависимость м/у накопленной добычей нефти и накопленной доб. жидкости, выраженная в долях объема порового простр.

Методика оценки технологической эффективности выглядит следующим образом(порядок)

1.Во-первых, необходимо построить графики динамики во времени среднесуточной и накопленной добычи нефти, обводненности скважины с целью визуального анализа эффективности.

2.Во-вторых, определить накопленную добычу нефти, воды, жидкости (т; м³); время с начала эксплуатации (дни) по скважине (базовый интервал 6-24 месяцев в зависимости от стабильного режима работы скважины). При обводненности добываемой продукции выше 50 % применяются кривые обводнения (метод Камбарова, Назарова и др.) при базовом интервале от даты анализа до даты обработки (минимальное количество точек равно 5). При обводненности добываемой продукции ниже 50 % строятся кривые падения добычи (метод А.В. Копытова и др.)

3.В-третьих, проводится экстраполяция полученных зависимостей, на­ходятся прогнозные величины и сравниваются с фактическими. Прирост добычи нефти рассчитывается на определенную дату как разность прогнозной базовой добычи (без ГТМ) и фактической добычи (с ГТМ).

Все методы прогнозирования подразделяются на 3 группы:

Первая группа - метод кривой средней производительности, заключающийся в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам. Данный метод явился основой зависимостей Пермякова, Исайчева, Усенко, Щитова, Копытова, и др. Метод построения кривых падения добычи применяется при малой (до 30-40%) обводненности продукции скважин.

Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других, которые принято называть характеристиками вытеснения.

По определению Максимова под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации.

Использование характеристик возможно на поздней стадии разработки участка на режиме обычного заводнения.

Надежность прогноза нефтеотдачи по характеристикам вытеснения зависит от достоверности представления геологического строения объекта разработки, величины запасов, степени и характера выработки их, стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку участков месторождения, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий период.

Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснении позволяет производить прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи на непродолжительный, до пяти лет, период.

Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристики вытеснения на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке. Этим объясняется многообразие видов интегральных характеристик вытеснения, предложенных различными исследователями, каждая из которых, в зависимости от конкретных условий и особенностей процесса выработки запасов нефти, может оказаться наиболее приемлемой.

Третья группа - методы, основанные на выявлении закономерностей нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки, полученных в результате анализа фактических данных множества месторождений.

Эти модели основываются на различной геолого-промысловой информации. Наиболее точные результаты оценки коэффициентов нефтеотдачи по ним можно получить в случае, когда параметры месторождений близки к их средним величинам, используемым при построении моделей.

Преимущество использования моделей третьей группы заключается в простоте расчетов базовой нефтеотдачи, главным недостатком является лимитированные геолого-физические и технологические условия месторождения.

К этой подгруппе отн. модели Кожакина, Ивановой, Абызбаева, Токарева , Мухаметшина, Баклея, и др.