Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

новых месторождений. Такие зависимости предложили С. В. Кожакин, В. К. Гомзиков, М. Т. Абасов, И. И. Абызбаев и др. Например, в работе В. К. Гомзикова и Н. А. Молотовой на основе результатов разработки 50 длительно эксплуатируемых залежей Урало-Поволжья зависимость конечного коэффициента нефтеотдачи представлена в виде

г) = 0,195—0,0078ро + 0,082 \gk + 0,00146Тпл + 0,0039Л+

где [io— отношение вязкостей нефти и воды; k — проницаемость пласта; Тпл— пластовая температура; h — толщина пласта; Ки — коэффициент песчанистости; QBH3— доля балансовых запа­ сов водонефтяной зоны от запасов всей залежи; S c— плотность сетки скважин (отношение общей площади залежи к числу по­ ступающих в эксплуатации скважин); 5„ — нефтснасыщенность.

Эти методы нашли широкое применение.

Во вторую подгруппу можно отнести исследования опыта разработки большого числа нефтяных месторождений, которые позволили создать ряд важных приближенных практических правил для прогнозирования процесса обводнения и нефтеот­ дачи (В. Н. Щелкачов, Г. Л. Говорова, М. М. Иванова, О. И. Дорохов и др.).

Третья подгруппа включает методы, основанные на одинако­ вых предположениях. Например, скважины с большим дебитом снижают дебит быстрее, чем скважины с небольшим дебитом. Следовательно, при отсутствии достаточной информации о про­ шлой добыче одних скважин участка можем определить их объем добычи в будущем на основании данных о прошлой до­ быче других скважин. Прогнозную добычу из залежи получим, суммируя ее по скважинам. В этой подгруппе был известен ме­ тод кривой средней производительности. Сущность его состоит в построении кривых падения добычи (зависимость добычи не­ фти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам и в по­ следующем осреднении этих кривых. Б. Т. Баишев, В. Г. Оганджанянц и В. В. Исайчев из общего числа месторождений выде­ лили 4 группы, построили для них зависимости текущей нефте­ отдачи и доли нефти в потоке жидкости от объемов отобранной жидкости, которые рекомендуют использовать для прогнозиро­ вания обводнения продукции новых залежей. И. Г. Пермяков рекомендует прогнозировать показатели разработки как в це­ лом по залежи, так и по отдельным скважинам с помощью кри­ вых «дебит — накопленная добыча», «обводненность — накоп­ ленная добыча» и «дебит — время». В. Ф. Усенко и Б. В. Щи­ тов предложили пользоваться зависимостями отношения накоп­ ленной добычи к максимальной годовой и водонефтяного фак­ тора от текущей обводненности продукции.

(4.6) описывают случаи так называемого гармонического (6=1, с=1), гиперболического (l^ c ^ O ) и одинакового процентного (показательного) уменьшения дебита. Для оценки степени точ­ ности подобранного уравнения вычисляют коэффициент корре­ ляции при прямолинейной зависимости и корреляционное отно­ шение— при криволинейной. Перед обработкой обычно по воз­ можности зависимости выравниваются. Значение коэффициента корреляции г (корреляционного отношения) может меняться от 0 до ±1. При г=1 корреляционная зависимость превраща­ ется в точную функциональную зависимость, а при г= 0 кор­ реляционной связи между исследуемыми параметрами не су­ ществует. Принято считать, что при г=0,5 сходимость резуль­ татов удовлетворительна, при г = 0,7 — хорошая, при г > 0,7 — высокая. Для нисходящих кривых коэффициент корреляции имеет знак минус, для восходящих — плюс. Установив значения коэффициентов и определив степень точности уравнения, опре­ деляют ожидаемую добычу, задаваясь временем в подобранном уравнении. Упреждение прогноза (участок экстраполяции) не должно превосходить, как правило, половины фактического ин­ тервала.

Для прогнозирования накопленной добычи нефти Ун пред­ ложено использовать зависимости:

рактеризует максимальную накопленную добычу нефти, т. е. на­ чальные извлекаемые запасы нефти.

При водонапорном режиме фактор времени представлен обычно накопленной добычей жидкости, поэтому методы прогно­ зирования основаны на построении характеристик вытеснения нефти водой. Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи нефти по рассматриваемому объекту от накопленной добычи жидкости или воды (при раз­ личных возможных модификациях координат в зависимостях). Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуа­ тации характеристики вытеснения позволяет прогнозировать процесс обводнения и нефтеотдачи на будущий период. В настоящеее время известно много методов построения характери­ стик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретиче­ ское обоснование. Естественно, что большее предпочтение сле­ дует уделять теоретически обоснованным методам.

Метод А. М. Пирвердяна основан на использовании аппрокси­ мации Ю. П. Борисова функции Баклея — Леверетта. Для опре­ деления накопленной добычи нефти QHв зависимости от накоп­ ленной добычи жидкости Qm получена формула

Qи — TtlVплби

ординатах Qи—<2ж°’5 через некоторое время после начала раз­ работки дает прямую линию, экстраполируя которую, получаем текущую накопленную добычу нефти и начальные извлекаемые запасы нефти (как отрезок, отсекаемый па оси ординат при

<2ж °'5- > 0 ) .

А. А. Казаков, усовершенствуя метод А- М.. Пирвердяна, рас­ пределение нефтенасыщенностн s„ вдоль пласта принял в более общем виде:

извлекаемые запасы Упиз= ^^пл(1—sou scn), можно записать

в потоке жидкости nn=dQnldQm, и логарифмирования, полу­ чаем

в координатах QH—QжХи lgnH—lgQm, где коэффициент X пред­ варительно определяем по последней зависимости, а начальные извлекаемые запасы — по первой зависимости.

Метод С. Я. Назарова и Я. В. Сипачева предполагает ис­ пользование прямолинейной зависимости