8.1 Метод аналогии

Метод основан на использовании при прогнозе КИН по изучаемому объекту опыта разработки залежей нефти, обладающих сходными геолого-физическими свойствами продуктивных пластов, по которым имеется надежное обоснование этого параметра. В качестве объектов – аналогов подбираются залежи с близкими по значению фильтрационно-емкостными свойствами, одинаковым типом коллектора. Объекты – аналоги должны длительное время находится в разработке, запасы их должны быть апробированы в ГКЗ РФ. Для анализа используется 5-10 объектов – аналогов с разной степенью подобия и применяемыми технологиями разработки.

Прогнозный КИН по изучаемому объекту принимается экспертно, как наиболее вероятный исходя из анализа информации по объектам – аналогам.

Обычно используется комплекс показателей, таких как пористость, проницаемость, вязкость нефти, расчлененность пласта, система разработки, степень выработки объекта и достигнутый коэффициент извлечения нефти и др.

Метод аналогии широко применяется при оценке КИН на объектах подготовленных сейсмикой для поискового бурения.

8.2 Методы многофакторного статистического моделирования

Методы основаны на изучении парных корреляционных связей между КИН и различными геолого-физическими и технологическими параметрами залежи, отборе наиболее весомых параметров и составлении из них уравнения, описывающего комплексное влияние отобранных параметров на коэффициент извлечения нефти. Для создании модели используются данные, полученные по объектам находящихся длительное время в разработке, количество объектов обычно составляет несколько десятков.

Примером создания модели расчета КИН по набору таких параметров может служить уравнение, предложенное В.К. Гомзиковым и др. по данным анализа 50 объектов с терригенными коллекторами Волго-Уральской провинции, находящихся в заключительной стадии разработки.

Уравнение имеет вид:

где ( - вязкость нефти, воды);

К_ПР - коэффициент проницаемости пласта, мкм²;

- температура пласта, ºС;

- нефтенасыщенная толщина пласта, м;

- коэффициент песчанистости;

- размер водонефтяной зоны;

- коэффициент нефтенасыщенности;

- плотность сетки эксплуатационных скважин, га/скв.

Указанное уравнение справедливо в определенных рамках при следующих значениях параметров:

μ₀=0,5÷34,3, К_ПР=(13-258)^.10^-3 мкм²,

t_ПЛ=22÷73 ⁰С, h=3,4÷25 м.

Коэффициент множественной корреляции равен 0,866.

В качестве примера определения КИН для карбонатных коллекторов порового и трещинно-порового типа можно привести исследования, выполненные Южно-Уральским отделением ВНИГНИ по объектам Волго-Уральской провинции (И.Н. Малиновский, А.С. Пантелеев и др.). Всего обработана информация по 31 объекту, разработка которых находится в заключительной стадии при достаточно активном искусственном или естественном водонапорном режиме, в том числе 14 объектов, приурочены к отложениям башкирского и 17 объектов – к отложениям туриейского ярусов.

Обобщенные данные по всем объектам описываются уравнением:

КИН=0,405 – 0,0028µн+0,52lg 10³К_пр+0,139К_пс – 0,15К_р – 0,0022S,

где КИН – коэффициент извлечения нефти;

µн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с;

К_пр – проницаемость, мкм²;

К_пс – коэффициент песчанистости;

К_р – коэффициент расчлененности;

S – плотность сетки скважин, га/скв.

Коэффициент множественной корреляции – 0,874. Уравнение справедливо при следующих значениях параметров:

µн=0,7 – 24,3мПа∙с, К=0,03 – 0,27мкм²,

К_пс=0,67 – 0,83 д.ед., К_р=4 - 11 ед., S=16 – 36 га/скв.

Следует иметь в виду, что чем уже диапазон изменения величины параметров, входящих в формулу, и чем выше коэффициент множественной корреляции, тем точнее будет прогноз конечного коэффициента нефтеотдачи. Для обоснования КИН необходимо подобрать модель, соответствующую геолого-промысловым характеристикам изучаемого объекта, либо самим провести исследования и создать собственную многофакторную статистическую модель.