2.15.2 Анализ выработки запасов нефти

с использованием характеристик вытеснения

Для расчета прогнозной выработки запасов нефти использовались наиболее распространенные методы характеристик вытеснения, прошедшие успешную апробацию на месторождениях многих нефтедобывающих районов, находящихся на поздней стадии разработки: Камбарова, Назарова-Сипачева, Казакова (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Характеристики вытеснения

№ п/п	Метод	Функциональная зависимость
1	Камбарова	Qн = А – В/Qж
2	Назарова-Сипачева	Qж/Qн = А + В*Qв
3	Казакова	Qн = А + ВQж-с

Здесь Qж, Qн, Qв – накопленные в пластовых условиях объемы добычи жидкости, нефти и воды, соответственно; А, В, с – коэффициенты, получаемые путем аппроксимации фактических данных.

Методы обобщенных характеристик вытеснения представляют собой эмпирические методы прогнозирования, основой которых является аппроксимация той или иной зависимости между накопленной добычей нефти и жидкости и их производными (добыча воды и обводненность).

Методы характеристик вытеснения основываются на том, что при обводенности более 50 % тенденция обводнения при неизменности системы разработки считается сложившейся, и зависимость между накопленной добычей нефти и жидкости можно описать монотонно возрастающей функцией. Для характеристик вытеснения используются объемы добытых нефти и жидкости в пластовых условиях.

Используя фактические данные по добыче нефти и жидкости, строится эмпирическая зависимость между этими параметрами: Qн = f (Qж), где функцию Qн = f (Qж) называют характеристикой вытеснения, она отражает процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции скважин.

Достоинством указанных методов является:

- возможность прогноза по минимуму исходной геолого-физической информации;

- простота методов;

- определение извлекаемых запасов нефти без предварительного знания геологических запасов и проектного КИН.

При оценке потенциально извлекаемых запасов с помощью характеристик вытеснения исходят из соображения, что с увеличением времени разработки (t → ∞) и, следовательно, накопленной добычи жидкости (Qж → ∞), содержание нефти в жидкости стремится к нулю (fн → 0), а накопленная добыча нефти стремится к конечной величине, равной потенциально извлекаемым запасам.

Коротко рассмотрим состояние разработки Покамасовского месторождения при обводнённости более 90 %. Оценка начальных и остаточных запасов нефти с использованием характеристик вытеснения проведена в целом по пласту ЮВ₁¹, суммированием по блокам разработки.

В таблицах 2.2 и 2.3 представлены результаты оценки потенциальных извлекаемых запасов нефти и выработки начальных ивлекаемых запасов (НИЗ) с использованием характеристик вытеснения в целом по пласту ЮВ₁¹. Как видно из таблиц, проведенная оценка потенциально извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения в целом по объекту ЮВ₁¹ Покамасовского месторождения и отдельно по его частям показала хорошую сходимость.

Таблица 2.2 - Оценка извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения

Таблица 2.3 - Оценка выработки извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения по блокам разработки

Анализ выработки запасов нефти левобережной части пласта ЮВ₁¹ Покамасовского месторождения показал:

- объект характеризуется высокой степенью выработки запасов. За время разработки отобрано 70% от НИЗ нефти, текущий коэффициент извлечения нефти – 0.303. Обеспеченность запасами – 19 лет;

- согласно характеристикам вытеснения, прогнозные остаточные извлекаемые запасы нефти по пласту (левобережная часть) при сложившейся системе разработки составляют 4054 тыс. т. Прогнозный КИН по запасам категории ВС₁ – 0.386;

- на объекте реализована трехрядная блоковая система разработки с элементами уплотнения и приконтурного заводнения, плотность сетки скважин по разбуренной части составляет 21.6 га/скв.;

- запасы нефти распространены по блокам неравномерно;

- выработка запасов в пределах блоков разработки неравномерная, которая связана с различными геологическими условиями (нефтенасыщенная толщина, коллекторские свойства), наличием ВНЗ, неравномерностью ввода залежи в разработку, влиянием разработки залежи на соседнем лицензионном участке, объемом применяемых ГТМ;

- наиболее высокими КИН характеризуется западная зона - 0,352 д.ед. В этой же зоне отмечается наилучшая выработка запасов – отбор от НИЗ составляет 82.7 %, обеспеченность запасами –9 лет;

- эффективность выработки запасов в ВНЗ в 2-2,5 раза ниже, чем в ЧНЗ;

- максимальными отборами нефти и жидкости характеризуются зоны пласта с нефтенасыщенной толщиной более 10 м, разная накопленная добыча нефти в расчете на один метр в зонах различных нефтенасыщенных толщин свидетельствует о неравномерной выработке запасов в разных частях залежи;

- скважины в зонах с максимальными и минимальными нефтенасыщенными толщинами в большей мере подвержены применению методов интенсификации.