Способ определения извлекаемых запасов нефти

 

Использование: исследование скважин, пластов и их участков в нефтяной промышленности. Сущность изобретения: способ определения извлекаемых запасов нефти содержит анализ зависимости накопленного объема добычи нефти от накопленного объема добычи жидкости, и темпа обводнения продукции дополнительное определение объема нефти, добытой в безводный период эксплуатации, причем объем извлекаемых запасов нефти рассчитывают из уравнения V^∞_н = V^o_н+[(V_н-V^o_н)^1-α-(V_ж-V^o_н)^1-α]^1/(1-α⁾ , где V^∞_н - объем извлекаемых запасов нефти, т, V^o_н - объем нефти, добытой в безводный период эксплуатации, т, V_H и V_Ж - накопленные объемы добычи нефти и жидкости, соответственно, Т, α - параметр, характеризующий темп обводненности продукции который определяют из уравнения , где B - обводненность продукции в долях единицы. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию скважин, пластов и их участков с целью определения извлекаемых запасов нефти.

На данный момент времени известно много способов определения извлекаемых запасов нефти как интегральных, по характеристикам вытеснения, так и дифференциальных, по динамике дебитов, и обводненности продукции [1, 2, 3] Основным недостатком большинства способов является то, что расчет извлекаемых запасов производится только по динамике одного из параметров. В предлагаемом способе определения извлекаемых запасов расчет извлекаемых запасов нефти производится с учетом как характеристик вытеснения, так и динамики обводненности продукции. Кроме того, учитывается объем нефти, добытой в период безводной эксплуатации.

Известен способ определения извлекаемых запасов нефти по методу Казакова А. А. [3] взятый за прототип, по которому извлекаемые запасы нефти определяются в результате обработки характеристик вытеснения по формуле V_н= A+DV^-_жλ. где V_Н и V_Ж накопленные объемы добычи нефти и жидкости,
A и D постоянные коэффициенты, определяемые по фактическим данным о накоплении объемах добытой нефти и воды, а параметр λ определяется из зависимости
Lg(1-B) = C-(1+λ)LgV_ж (1)
где B обводненность продукции в долях единицы.

Недостатком этого способа является то, что при определении извлекаемых запасов нефти не учитывается период безводной эксплуатации. Кроме того, степень вытеснения нефти водой (степень промытости) естественнее определять отношением V_Н/V_Ж (аналогом широко используемого в теории разработки отношения объема пор к прошедшему объему жидкости), а не абсолютной величиной объема добычи жидкости V_Ж (разной для разных месторождений). К недостаткам этого способа также следует отнести и нефизичный характер поведения обводненности при значениях V_Ж, стремящихся к V⁰ - объему нефти, добытому в безводный период (обводненность в этом пределе должна стремиться к нулю, что не следует из (1)).

Решаемая задача увеличение достоверности определения извлекаемых запасов нефти за счет более полного учета промысловой и априорной информации.

Техническим результатом изобретения является возможность более точного определения извлекаемых запасов нефти по отдельной скважине, а также по группе скважин и по месторождению в целом.

Поставленная задача достигается тем, что дополнительно определяют объем нефти, добытой в безводный период эксплуатации, после чего объем извлекаемых запасов нефти рассчитывают из уравнения
V^∞_н = V^o_н+[(V_н-V^o_н)^1-α-(V_ж-V^o_н)^1-α]^1/(1-α⁾, (2)
где V^∞_н объем извлекаемых запасов нефти, причем α параметр, характеризующий темп обводненности продукции, определяют из уравнения

Авторами предлагаемого способа определения извлекаемых запасов впервые предложено при определении извлекаемых запасов учитывать объем добытой нефти в период безводной эксплуатации, а также использовать новые уравнения (2) и (3) для определения извлекаемых запасов нефти, в которых параметр α характеризует особенности вытеснения нефти водой в окрестности изучаемого объекта.

Отметим, что формула (3), используемая для обработки динамики обводненности, впервые предложенная авторами, учитывает поведение обводненности на начальной и конечной стадиях эксплуатации, что повышает устойчивость и обоснованность получаемых оценок.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:
1. Определяют объем нефти в период безводной эксплуатации.

2. По динамике обводненности продукции и накопленным объемам добычи нефти и жидкости определяют параметр a Для этого применяют метод наименьших квадратов к линеаризованному уравнению, полученному из (3)

3. По накопленным объемам добычи нефти и жидкости определяют извлекаемые запасы нефти. Для этого обрабатывают методом наименьших квадратов следующее уравнение, полученное из (2):

В качестве примера приведены расчеты извлекаемых запасов по ячейке 10-4 месторождения Мамонтовское. Расчет осуществлялся как по предлагаемому способу, так и по прототипу (способу А. А. Казакова). При этом фактические данные разбивались на две группы: последние двенадцать точек изымались из расчетов и использовались для проверки способа, а оставшиеся данные использовались для определения параметров моделей.

На чертеже представлены как фактические данные по добыче нефти и жидкости, так и кривые вытеснения для каждого из способов. Здесь кружками обозначены фактические данные, квадратами данные, используемые для определения параметров по каждому из способов, жирная линия результат, полученный по предлагаемому способу, тонкая линия результат, полученный по способу Казакова.

По рассматриваемым способам получено:
по предлагаемому способу α 2,354, V^o_н16,7 тыс. т, извлекаемый запас 5142 тыс. т;
по способу Казакова λ 3,455, A 2752,5, D 271,7, извлекаемый запас 2752б5 тыс. т.

На конечный момент времени фактический отбор нефти составил 2530,2 тыс. т. По предлагаемому способу прогнозное значение добычи нефти к этому моменту времени составило 2524,1 тыс. т, а по способу Казакова 2480,8 тыс.т.

Видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ определения начальных извлекаемых запасов нефти более достоверен. Его применение позволит соответственно улучшить проектирование и контроль за разработкой месторождений.

Способ промышленно применим, т. к. используются обычно известные данные по разработке месторождений.

Источники информации
1. Разработка нефтяных месторождений. Т.1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии, /Под редакцией Хисамутдинова Н. И. Ибрагимова Г. З. М. ВНИИОЭНГ, 1994. 240 с.

2. Акульшин А. И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений, - М. Недра, 1988. 240 с.

3. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник /Амелин И. Д. Бадьянов В. А. Вендельштейн Б. Ю. и др./ Под ред. Стасенкова В. В. Гутмана И. С. М. Недра, 1989. 270 с.

Формула изобретения

Способ определения извлекаемых запасов нефти, включающий анализ зависимости накопленного объема добычи нефти от накопленного объема добычи жидкости и темпа обводнения продукции, отличающийся тем, что дополнительно определяют объем нефти, добытой в безводный период эксплуатации, после чего объем извлекаемых запасов нефти рассчитывают из уравнения

где V^∞_н - объем извлекаемых запасов нефти, т;
V^o_н - объем нефти, добытой в безводный период эксплуатаци, т;
V_н и V_ж накопленные объемы добычи нефти и жидкости, т;
причем α параметр, характеризующий темп обводненности продукции, определяют из уравнения

где В обводненность продукции в долях единицы.

РИСУНКИ

Рисунок 1

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 21-2003

(73) Патентообладатель:
ООО "ЮганскНИПИ-нефть" (RU)

Договор № 16481 зарегистрирован 09.04.2003

Извещение опубликовано: 27.07.2003        

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:
ООО "Центр исследований и разработок ЮКОС"

(73) Патентообладатель:
Ковентри Лимитед (WS)

Договор № РД0002515 зарегистрирован 04.10.2005

Извещение опубликовано: 20.12.2005        БИ: 35/2005