8.4 Экстраполяционные методы

В основу экстраполяционных методов положены так называемые характеристики вытеснения – зависимости между добычей нефти (или воды) в различных модификациях координат, построенные по фактическим данным за достаточно длительный период разработки залежи (в конце второго и последующих этапов).

С помощью характеристики вытеснения по их заключительным прямолинейным участкам определяются остаточные извлекаемые запасы, а с учетом добытой уже нефти получают ожидаемый КИН объекта.

Экстраполяционные методы применяют при разработке объекта на водонапорном (естественном или искусственном) режиме.

Из огромного количества способов построения соответствующих зависимостей наиболее предпочтительными считаются способы, предложенные: I – Назаровым-Сипачевым, II – Камбаровым и другими и III – Казаковым.

Указанные зависимости имеют вид:

I – ;

II – ;

III – ;

где Q_н, Q_ж, Q_в – накопленные с начала разработки объекта добычи соответственно нефти, жидкости, воды;

а, b – постоянные коэффициенты в уравнениях, определяемые по фактическим данным о накопленных флюидах на заключительном прямолинейном отрезке характеристики вытеснения с помощью метода наименьших квадратов;

λ – постоянный коэффициент в способе Казакова (III), определяемый из вспомогательной зависимости: lg (п_н)=l – d ∙ lg Q_ж,

где п_н – среднегодовая доля добычи нефти в добываемой жидкости, %;

l и d – постоянные коэффициенты, определяемые по заключительному прямолинейному участку с помощью метода наименьших квадратов.

Вид графических зависимостей по рекомендуемым способам получения характеристик извлекаемых запасов нефти приводится на рисунке 32.

а б

в г

Рисунок 32 – Характеристики вытеснения для определения КИН.

На рисунке 32 даны характеристики вытеснения в следующих координатах: а - ; б - ; в - ; г – вспомогательная зависимость для определения коэффициента λ.

Способы I и II дают лучшие результаты на объектах с маловязкой нефтью, начиная с обводненности продукции 53 – 56%, а с высоковязкой нефтью, начиная с обводненности более 76%.

Применение способа III возможно, начиная с обводненности 76% для объектов с маловязкой нефтью и с 83% для объектов с высоковязкой.

При построении характеристик вытеснения все параметры используются в объемных единицах, приведенных к пластовым условиям.

8.5 Оценка кин при режиме растворенного газа

На основании данных аналитических, экспериментальных и промысловых исследований ВНИИ нефти установлено влияние различных физических свойств нефти на величину конечного коэффициента извлечения. Для практического определения КИН с учетом свойств нефти, таких как объемный коэффициент и вязкость нефти в пластовых условиях рекомендуется таблица 3.

Таблица 3

Объемный коэффициент нефти	Коэффициент растворимости газа	КИН при вязкости нефти, мПа∙с
		3-13	1-3	0,5-1
1,0	0,5	0,13-0,16	0,20-0,25	0,25
	1,0	0,16-0,20	0,20-0,30	0,30
1,2	0,5	0,06-1,10	0,10-0,16	0,20
	1,0	-	0,15-0,25	0,25
1,4-1,5	0,5	-	-	0,15
	1,0	-	-	0,10