Методи побудови характеристик витіснення

Стосовно до водонапірного режиму чинник часу подано переважно накопиченим видобутком рідини, тому методи прогнозування ґрунтуються на побудові характеристик витіснення нафти водою.

Під характеристиками витіснення розуміють залежність накопиченого видобутку нафти із розглядуваного об'єкта від накопиченого видобутку рідини або води (за різних можливих модифікацій координат у залежностях).

Екстраполяція побудованої (на основі фактичних даних експлуатації) характеристики витіснення дає змогу прогнозувати процес обводнення і коефіцієнт нафтовилучення на майбутній період.

У наш час відомо багато методів побудови характеристик витіснення. Частина із них обгрунтована лише статистичним обробленням промислових матеріалів по великій групі родовищ, друга частина має теоретичну основу. Звичайно, що перевагу слід надавати теоретично обґрунтованим методам.

Метод A.M. Пірвердяна ґрунтується на використанні апроксимації Ю.П. Борисова для функції Баклея-Леверетта. Для визначення накопиченого видобутку нафти Q залежно від накопиченого видобутку рідини Q_p маємо формулу:

V_пл – об’єм пласта від початкового контуру нафтоносності до видобувної галереї.

Фактична характеристика витіснення, яка побудована в координатах Q_н –Q_р^-0,5 , через деякий час після початку розробки лягає на пряму лінію, екстраполюючи яку, дістаємо поточний накопичений видобуток нафти і початкові видобувні запаси нафти (як відрізок, що

відтинається на осі ординат за Q_p^-0,5→ 0).

Перший метод А.А. Козакова, який є вдосконаленням метода A.M. Пірвердяна, базується на розподілі нафтонасиченості вздовж пласта за більш загальною формулою:

де с, λ - сталі коефіцієнти, які залежать від кривих зміни коефіцієнтів фазових проникностей.

За аналогією з формулою (4.10), враховуючи, що початкові видобувні запаси нафти можна записати

(4-12)

Після диференціювання (з урахуванням того, що частка нафти в потоці рідини і логарифмування, дістаємо:

(4.13)

Де

Отже, поточні показники розробки покладу можна прогнозувати в

координатах і в координатах , де коефіцієнт λ,

попередньо визначаємо за останньою залежністю, а початкові видобувні запаси - за першою залежністю.

Метод С.Н. Назарова і Н.В. Сипанова передбачає використання прямолінійної залежності

()

де Q_в – нагромаджений видобуток води; а, в - коефіцієнти, причому значила дорівнює початковим видобувним запасам нафти, що випливає за умови із рівняння (4.14), перетвореного до вигляду :

(4.15)

Метод A.B. Копитова базується на рівнянні (4.9), записаному для накопиченого видобутку нафти у вигляді рівняння прямої:

Другий метод A.A. Козакова передбачає використання такої лінійної залежності:

або

(4.18)

Де - початкові видобувні запаси.

Для кінця розробки за отримаємо

Метод М.І. Максимова грунтується на результатах досліджень з

витіснення нафти водою з використанням залежності:

(4.19)

або

(4-20)

Метод Б.Ф. Сазонова обгрунтовано на основі теорії Баклея-Леверетта. З використанням його встановлено, що залежність "обводненість продукції - поточний коефіцієнт нафтовилучення η" за обводненості має прямолінійний характер.

Б.Ф. Сазонов пропонує також будувати залежності: а) "поточний коефіцієнт нафтовилучення - кількість запомпованої в поклад води де кількість води виражено в об'ємах пор пласта, що початково зайняті нафтою (власне характеристика витіснення за пропозицією Д.А. Ефроса); б) "поточний коефіцієнт нафтовилучення - логарифм цієї самої кількості води )"; в) "накопичений водонафтовий фактор - поточний коефіцієнт нафтовилучення у білогарифмічних координатах.

Метод Б.Т.Баішева передбачає побудову узагальненої характеристики обводнення для кожного родовища із умови однакових відношень накопичених відборів рідини і нафти , ^_ поточний коефіцієнт нафтовилучення, - Для всіх родовищ характеристики витіснення зближуються в одній точці з відношенням . Такі узагальнені характеристики дають змогу прогнозувати показники процесу обводнення по покладах аналогічного типу, що перебувають на більш ранній стадії експлуатації.

Метод Г.С. Камбарова,Д.Г. Алмамедова і Т.Ю. Махмудова в основі своїй має розрахункову залежність:

(4.21)

де а, в - сталі коефіцієнти.

Приклади побудови деяких статистичних залежностей показано на рис. 4.1. Зіставленням фактичних показників розробки родовища з прогнозними можна оцінити технологічний ефект від застосування методу регулювання процесу розробки, підвищення нафтовилучення із пласта тощо.

Лекція 29.

Регулювання розробки родовищ.

1. Способи регулювання процесів розробки.

2. Аналіз процесу регулювання розробки родовищ.