Текущей добычи нефти q от времени t

Рис. 9. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) изменения

Рис. 8. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма доли нефти

Рис. 7. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма

Рис. 6. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма

Рис. 5. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) накопленной добычи нефти Qн от логарифма накопленной добычи воды (жидкости) lgQв (lgQж).

Увели­чения нефтеотдачи.

Рис. 4. Зависимость накопленной до­бычи нефти и нефтеотдачи пласта η от безразмерного времени τ без применения (1) и с применением (2) методов

∆Q, ∆η - соответственно прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи за счет метода повышения нефтеотдачи пласта (МПНП); τ_б, τ_м -предельное безразмерное время для заводнения и применяемого МПНП соответ­ственно

∆Q_н, ∆η - прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи

соответственно; ∆Q_в - экономия воды (жидкости)

водонефтяного фактора lg w от логарифма накопленной добычи воды lg Q_в

водонефтяного фактора lg w от накоплен­ной добычи нефти Q_н

В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций фактических показателей разработки объектов при заводнении. Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить прису­щие всем им следующие недостатки.

в потоке lg n_н от логарифма накопленной добычи жидкости lg Q_ж

q₀ - начальный дебит (добыча)

Применение способов прогнозирования основных технологиче­ских показателей разработки при заводнении возможно только при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не учитывают технологических изме­нений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин, изменение режима работы скважин и др.). Отсутствие универсальных способов, применимых для любых объектов, и в результате необходимость предварительной апроба­ции в конкретных условиях.

Период прогноза на будущее не может быть больше периода, предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это ограничивает их применение, точность прогноза становится очень низкой.

Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактиче­ских показателей разработки объекта с применением метода повы­шения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до приме­нения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 4).

Большой практический опыт использования различных графо­аналитических способов сравнения показателей разработки раз­личных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений при заводнении, оценки технологической эффективности различных технологических мероприятий, проводимых на месторождениях, позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов (рис. 5-9), к основным достоинствам которых относятся сле­дующие:

достаточно высокая надежность получаемых результатов;

простота использования и наглядность;

возможность интегрального учета геологических особенностей строения пласта;

возможность определения различных показателей эффективно­сти и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи воды, повышения темпа разработки и др.

Точность оценки технологической эффективности методов в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки объекта во время применения метода (такой же, как и до приме­нения), а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция.

Применение указанных способов оценки эффективности мето­дов в каждом конкретном случае требует предварительной их апробации для данного месторождения или района. На основании этой апробации дается оценка точности их применения по диспер­сии фактических и расчетных данных.

Если базовым вариантом разработки служит режим истощения, то экстраполируются фактические показатели текущей добычи нефти во времени (см. рис. 9). При этом добыча нефти до приме­нения метода может аппроксимироваться показательной, гипербо­лической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функ­ции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дис­персией фактических и расчетных данных.

Добыча нефти за счет применения метода определяется как разница фактических и расчетных показателей для базового ме­тода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой жидкости или время.

Применение метода на поздней стадии не исключает как допол­нительный способ оценки эффективности сравнение технологиче­ских показателей опытного и контрольного участков.