Способ определения параметров добычи углеводородов
METHOD FOR DETERMINING THE PARAMETERS OF HYDROCARBON PRODUCTION

Техническое решение относится к области добычи углеводородов с помощью геолого-технических мероприятий (ГТМ), применяемых на месторождениях-аналогах, т.е. месторождениях со схожими свойствами.
Проблема выбора способа разработки залежей углеводородов (УВ) на начальных стадиях разработки месторождения является важной задачей нефтедобывающих компаний. Заявленный способ позволяет определить необходимые геолого-технические мероприятия для обеспечения добычи большего объема флюида углеводородов.
Известно техническое решение, опубликованное в патенте RU 2549942 «Способ разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта» (дата приоритета: 29.05.2014, дата публикации: 10.05.2015). Способ разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта включает проектирование и бурение горизонтальных скважин в пласте, проведение в горизонтальных скважинах многократного гидравлического разрыва пласта и последующий отбор продукции, по геофизическим исследованиям выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт, проектируют и бурят горизонтальную скважину, компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями от 10 до 50 м.
Общими признаками является получение параметров о разрабатываемом (исследуемом) месторождении, определение параметров для строительства скважин на этом месторождении
Недостатком способа по патенту RU 2549942  является отсутствие точных данных по длине горизонтальных стволов проектируемых скважин на исследуемом месторождении, а также отсутствие данных о количестве МГРП для этих скважин для обеспечения максимальной добычи углеводородов (нефти) при их бурении.
Известно техническое решение, опубликованное в патенте RU 2692369 «Способ выбора системы разработки месторождения» (дата приоритета: 26.12.2018, дата публикации: 24.06.2019). Способ выбора системы разработки месторождения включает формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих пласт; определение набора выходных изменяемых параметров, характеризующих систему разработки. После чего по максимальному значению комплексного целевого параметра оптимизации выбирают наиболее оптимальную систему разработки месторождения.
Общими признаками является получение параметров о разрабатываемом (исследуемом) месторождении, определение системы (параметров) разработки данного месторождения.
Недостатком известного технического решения по патенту RU 2692369 является сложность системы, наличие параметров для определения способа разработки месторождения, которые не обеспечивают необходимую точность определения параметров для строительства скважин на разрабатываемом (исследуемом) месторождении.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности определения параметров добычи углеводородов, в частности, определения длины горизонтальных участков скважин на исследуемом месторождении и количества стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта при наличии небольшого количества входных параметров – качественных и количественных по месторождениям для обеспечения максимальной добычи углеводородов при разработки месторождения.
Под исследуемым месторождением понимается месторождение, на котором планируется обеспечить добычу углеводородов с помощью заявленного способа.
Технический результат достигается за счет того, что способ определения параметров добычи углеводородов включает:
- получение качественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, получение количественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов;
- определение месторождений-аналогов на основе качественных и количественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов;
- получение данных о длинах горизонтальных участков скважин, расположенных на месторождениях-аналогах, о количестве стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) по скважинам, о времени работы скважин и дебитах нефти по этим скважинам;
- определение взвешенных дебитов нефти для скважин на месторождениях-аналогах по данным добычи нефти и времени работы этих скважин;
- определение приведенных дебитов нефти для скважин на месторождениях-аналогах;
- определение распределения дебитов нефти для скважин на исследуемом месторождении на основании приведенных дебитов нефти для скважин на месторождениях-аналогах и данных о длинах горизонтальных участков скважин, расположенных на месторождениях-аналогах, и о количестве стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) по скважинам, расположенным на месторождениях-аналогах;
- выбор длины горизонтального участка, количества стадий МГРП для планируемой скважины в пределах данных о длине горизонтального участка и количестве стадий МГРП по скважинам для каждого месторождения-аналога;
- определение стартового дебита нефти для планируемой скважины на исследуемом месторождении с помощью нормального распределения дебита нефти для скважин на месторождениях-аналогах с учетом выбранной длины горизонтального участка и количества стадий МГРП;
- определение темпа падения дебита нефти для планируемой скважины на исследуемом месторождении по данным добычи скважин с месторождений-аналогов;
- определение оптимальных длины горизонтального участка и количества стадий МГРП для достижения максимальной добычи нефти для планируемой скважины.
В результате заявленного способа за счет определения месторождений-аналогов по небольшому количеству входных параметров для этих месторождений и для исследуемого месторождения с высокой точностью определяется максимальный возможный дебит добытых углеводородов (нефти) при оптимальных параметрах ГТМ, т.е. длине горизонтального участка и количества МГРП для скважин на исследуемом месторождении.
Существует вариант осуществления способа, в котором осуществляют:
- получение качественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов: по меньшей мере об обстановке осадконакопления и режиме разработки месторождений; получение количественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов: по меньшей мере об абсолютной проницаемости, вязкости нефти, эффективной толщине пласта, пластовом давлении;
- определение месторождений-аналогов с помощью:
- сопоставления качественных параметров исследуемого месторождения с качественными параметрами прогнозных месторождений-аналогов и осуществления выбора месторождений по сходимости качественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов;
- определения влияния количественных параметров для исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора на предыдущем этапе, на накопленный дебит нефти по параметрам: абсолютной проницаемости пласта на месторождении, эффективной толщине пласта на месторождении, пластового давления и вязкости нефти с помощью определения весовых коэффициентов этих параметров;
- определения месторождений-аналогов по степени влияния количественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора.
Под прогнозными месторождениями-аналогами понимают потенциальные месторождения-аналоги, среди которых в дальнейшем будут выявлены месторождения-аналоги, которые действительно являются максимально близкими аналогами.
Под планируемой скважиной понимается скважина, для которой определяются параметры добычи углеводородов, т.к. параметры ГТМ, а именно длина горизонтального участка и количество стадий МГРП.
Под взвешенным дебитом понимается дебит нефти, взвешенный по времени работы скважины за первые два месяца.
Под приведенным дебитом понимается дебит, нормированный на длину горизонтального участка скважины и количество стадий МГРП.
Существует вариант осуществления способа, в котором дополнительно осуществляют определение взвешенных дебитов жидкости, определение приведенных дебитов жидкости, определение распределения дебитов жидкости, нормального распределения дебита жидкости для определения темпа падения дебита жидкости для планируемой скважины и определения оптимальных длины горизонтального участка и количества стадий МГРП при максимальной добычи нефти для планируемой скважины.
Получение и анализ данных по дебиту жидкости необходим для повышения точности определения максимального дебита нефти для планируемой скважины и, соответственно, для более точного определения параметров добычи углеводородов (т.е. нефти) для планируемой скважины, т.е. чтобы наиболее точно определить длину горизонтального участка планируемой скважины на исследуемом месторождении и количество стадий МГРП.
Под жидкостью понимается флюид, включающий нефть и воду.
Существует вариант осуществления способа, в котором дополнительно осуществляют разработку исследуемого месторождения с помощью строительства планируемой скважины по определенным параметрам длины горизонтального участка и количества стадий МГРП.
Существует вариант осуществления способа, в котором дополнительно определяют для планируемой скважины продолжительность ее работы в режиме добычи углеводородов.
Существует вариант осуществления способа, в котором в качестве скважин, расположенных на месторождениях-аналогах, используются успешные скважины месторождений-аналогов, на которых обводненность добытой нефти составляет не более 90 %, при бурении и выполнении МГРП не выявлены аварии и осложнения, а также имеющие длину горизонтального участка не менее 200 м и количество стадий МГРП не менее трех.
Существует вариант осуществления способа, в котором весовой коэффициент для абсолютной проницаемости пласта на месторождении определяют по формуле:
, где
– изменение накопленной добычи нефти по месторождению за период;
–значение абсолютной проницаемости пласта для месторождения;
значение накопленной добычи нефти для месторождения;
изменение абсолютной проницаемости пласта для месторождения.
Существует вариант осуществления способа, в котором весовой коэффициент для эффективной толщины пласта на месторождении определяют по формуле:
, где
– изменение накопленной добычи нефти по месторождению за период;
значение накопленной добычи нефти для месторождения;
– значение эффективной толщины пласта на месторождении;
приращение эффективной толщины пласта на месторождении за период разработки пласта.
Существует вариант осуществления способа, в котором весовой коэффициент для пластового давления по пласту на месторождении определяют по формуле:
, где
– изменение накопленной добычи нефти по месторождению за период;
значение накопленной добычи нефти для месторождения;
– значение пластового давления по пласту на месторождении;
изменение пластового давления по пласту на месторождении за период.
Существует вариант осуществления способа, в котором весовой коэффициент для вязкости нефти, добытой на месторождении, определяют по формуле:
, где
– изменение накопленной добычи нефти по месторождению за период;
значение накопленной добычи нефти для месторождения;
– значение вязкости нефти, добытой на месторождении;
– изменение вязкости нефти.
Существует вариант осуществления способа, в котором определение влияния количественных параметров для исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов проводят с помощью целевой функции по формуле:
,
где Perm – абсолютная проницаемость, мД;
– весовой коэффициент для абсолютной проницаемости, д. ед.;
– эффективная толщина пласта на месторождении, м;
– весовой коэффициент для эффективной толщины пласта, д. ед.;
− пластовое давление, атм.;
– весовой коэффициент для пластового давления, д. ед.;
OilVisc – вязкость нефти, Пас;
– весовой коэффициент для вязкости нефти, д. ед.
Существует вариант осуществления способа, в котором оптимальными параметрами длины горизонтального участка и количества стадий МГРП являются параметры, при изменении которых дебит нефти увеличивается менее, чем на 10%.
Существует вариант осуществления способа, в котором взвешенные дебиты нефти для скважин на месторождениях-аналогах определяют по формуле:
<img file="00000023.jpg" he="14" wi="57" img-content="undefined" img-format="jpg" />
где  – взвешенный дебит нефти по скважине, т/сут;
– дебит нефти за соответствующий месяц работы по скважине, т;
– время работы скважины за соответствующий месяц, ч.
Существует вариант осуществления способа, в котором приведенные дебиты нефти для скважин на месторождениях-аналогах определяют по формуле:
<img file="00000027.jpg" he="9" wi="24" img-content="undefined" img-format="jpg" />
где  – приведенный дебит нефти по скважине, ;
– взвешенный дебит нефти по скважине, т/сут;
N – количество стадий МГРП на скважине;
L – длина горизонтального участка скважины, м.
Существует вариант осуществления способа, в котором темп падения дебитов нефти и дополнительно жидкости при необходимости для планируемой скважины на исследуемом месторождении осуществляют с помощью выбора одной из функций:  (экспоненциальная функция), или  (линейная функция), или  (степенная функция), или  (функция Арпса), или  («Полка»),
где  – текущий дебит нефти (жидкости), т/сут;
– начальный дебит нефти (жидкости), т./ сут;
i – шаг по времени, например, помесячный шаг;
a, b – настроечные коэффициенты.
Причем функции для темпа падения дебитов на исследуемом месторождении выбирается по максимальной схожести с темпом падения на месторождениях-аналогах.
Заявленное изобретение поясняется следующими фигурами.
Фиг. 1 – Распределение дебита нефти для планируемой скважины на исследуемом месторождении, где точка А (красная точка) - расчетное значение стартового дебита нефти для планируемой скважины на исследуемом месторождении, точка Б (оранжевая точка) - Фактическое значение стартового дебита нефти для планируемой скважины на исследуемом месторождении.
Фиг. 2 – Темпы падения нефти для исследуемого месторождения (кривая 3) и для месторождений-аналогов (кривая 1), кривая темпа выбытия скважин на месторождениях-аналогах (кривая 2).
Фиг. 3 – Темпы падения дебита нефти фактический (кривая 4) и прогнозный (кривая 5) для исследуемого месторождения для 20 планируемых скважин.
Заявленный способ реализуется следующим образом.
Первоначально получают качественные параметры исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, т.е. данные об обстановке осадконакопления и режиме разработки месторождений в результате исследования скважин на соответствующих месторождениях. Также получают количественные параметры исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, т.е. данные об абсолютной проницаемости, вязкости нефти, эффективной толщины пласта, пластовом давлении.
Остановка осадконакопления и режим разработки месторождения могут быть определены по данным региональной геологии, скважинным данным по добыче флюида.
Эффективная толщина пласта для каждого месторождения обычно определяются с помощью известных геофизических методов (сейсмические исследования и скважинные исследования (ГИС)), абсолютная проницаемость также может быть определена по результатам по ГИС и керновым исследованиям, вязкость нефти определяется с помощью лабораторных исследований флюидов, пластовые давления могут быть определены с помощью гидродинамических исследований скважин (ГДИС).
Далее определяют реальные месторождения-аналоги.
Во-первых, сопоставляют качественные параметры исследуемого месторождения с качественными параметрами прогнозных месторождений-аналогов и осуществляют выбор месторождений по сходимости (похожести) качественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов.
Во-вторых, определяют влияние количественных параметров для исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора на предыдущем этапе на накопленный дебит нефти по параметрам: абсолютной проницаемости пласта на месторождении, эффективной толщине пласта на месторождении, пластового давления и вязкости нефти, например, с помощью определения весовых коэффициентов этих параметров, влияющих на объем добычи нефти.
Для определения весовых коэффициентов количественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов необходимо, определить реальный вклад каждого количественного параметра в значение накопленной добычи нефти. Таким образом, за счёт введения весовых коэффициентов обеспечивается более точный учет вклада в накопленную добычу нефти, полученную при применении тех или иных ГТМ: длине горизонтального участка и количества стадий МГРП и более точное определение месторождений-аналогов.
Весовые коэффициенты индивидуальны для каждого месторождения, поэтому необходимо их определение для всех месторождений, в том числе и для исследуемого месторождения.
Определение весовых коэффициентов осуществляется следующим образом.
В качестве целевого показателя для определения влияния параметров целевой функции была выбрана накопленная добыча (дебит) нефти по месторождению (FOPT – Field Oil Production Total), которая равна совокупной добыче нефти всех скважин за весь период разработки. Для исследуемого месторождения могут использоваться модельные данные накопленной добычи нефти. Для определения весовых коэффициентов необходимо определить показатель накопленной добычи нефти для различных значений параметров целевой функции. Т.е. для определения чувствительности необходимо провести вариацию исследуемого параметра (x) в интервале от 0,5 до  и рассчитать значение накопленной добычи нефти для каждого из его значений.
Показатель чувствительности (весовой коэффициент) показывает удельное изменение относительно изменения этого параметра, общий вид весовых коэффициентов.
Формулы для расчета весовых коэффициентов количественных параметров месторождений (исследуемого и прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора по качественным показателям) указаны ниже.
Для определения весовых коэффициентов принимается, что каждое месторождение-аналог имеет один пласт.
Формула определения весового коэффициента для абсолютной проницаемости пласта на месторождении:
, где
– изменение накопленной добычи нефти по месторождению за период, например, 5 лет;
– значение абсолютной проницаемости пласта для месторождения;
значение накопленной добычи нефти для месторождения;
изменение абсолютной проницаемости пласта для месторождения.
Формула определения весового коэффициента для эффективной толщины пласта на месторождении:
, где
– значение эффективной толщины пласта на месторождении;
изменение эффективной толщины пласта на месторождении.
Формула определения весового коэффициента для пластового давления по пласту на месторождении:
, где
– значение пластового давления по пласту на месторождении;
изменение пластового давления по пласту на месторождении.
Формула определения весового коэффициента для вязкости нефти, добытой на месторождении:
, где
– значение вязкости нефти, добытой на месторождении;
– изменение вязкости нефти.
В качестве примера определим весовой коэффициент для абсолютной проницаемости пласта исследуемого месторождения. Среднее значение абсолютной проницаемости пласта равно 129,66 мД, в качестве второго опорного значения увеличим его, например, в два раза до 259,32 мД. Накопленная добыча нефти в первом случае составила 572560т., а во втором 577668 т. Определим весовой коэффициент для абсолютной проницаемости исследуемого месторождения по формуле:
Затем исследуем этот параметр диапазоне [0,5;2] по доле его изменения от среднего значения, т.е. диапазон разбивается на равные промежутки с шагом 0,25.
Таким образом, для каждого количественного параметра проводится оценка его влияния на накопленную добычу нефти. Данный порядок оценки чувствительности влияния проводится для всех количественных параметров исследуемого месторождения и прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора по качественным параметрам.
Далее определяют целевую функцию для исследуемого месторождения и для прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора по качественным параметрам, по формуле:
,
где Perm – абсолютная проницаемость, мД;
– весовой коэффициент для абсолютной проницаемости, д. ед.;
– эффективная толщина пласта на месторождении, м;
– весовой коэффициент для эффективной толщины пласта, д. ед.;
− пластовое давление, атм.;
– весовой коэффициент для пластового давления, д. ед.;
OilVisc – вязкость нефти, Пас;
– весовой коэффициент вязкости нефти, д. ед.
Предполагается, что критическое отклонение между значением ЦФ по исследуемому месторождению и прогнозным месторождений-аналогов, оставшихся после выбора по качественным параметрам, составляет 10%. При большом количестве прогнозных месторождения-аналогов критическое отклонение может быть снижено до 5% или 3%.
Рассмотрим пример поиска месторождений-аналогов для исследуемого месторождения.
Возьмём исследуемое месторождение с параметрами, приведенным в таблице 1.
Таблица 1 – Значение параметров исследуемого месторождения.
Название
Эфф. толщина пласта, м
Проницаемость, мД
Вязкость нефти, Па*с
Пластовое давление, атм.
Режим разработки
Обстановка осадконакопления
Исследуемое месторождение
27
3,5
1,25
278, 87
Водонапорный
Прибрежная морская, шельф
На первом этапе проводится сопоставление качественных параметров исследуемого месторождения с качественными данными прогнозных месторождений-аналогов, проводится отбор месторождений, качественные параметры которых совпадают с целевыми (с качественными параметрами исследуемого месторождения).
Например, имеются данные по 2000 месторождениям, после выбора по качественным параметрам осталось 235 месторождений. Отобранные месторождения совпадают с исследуемым месторождением по режиму разработки (водонапорный) и обстановке осадконакопления (прибрежная морская, шельф).
Далее необходимо определить весовые коэффициенты для параметров исследуемого месторождения. Результаты проведенных расчётов весовых коэффициентов количественных параметров исследуемого месторождения представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Результаты расчётов по определению чувствительности к изменению параметров для исследуемого месторождения.
Чувствительность функции
Параметр/Доля изменения
0,5
0,75
1,5
2
Среднее
Вес. коэф.
Абсолютная проницаемость
0,0062
0,0076
0,0086
0,0089
0,0078
<img file="00000045.jpg" he="5" wi="10" img-content="undefined" img-format="jpg" />
Эфф. толщина пласта
0,3100
0,2700
0,1950
0,1658
0,2352
<img file="00000046.jpg" he="5" wi="10" img-content="undefined" img-format="jpg" />
Пластовое давление
0,6424
0,4984
0,3499
0,2950
0,4464
<img file="00000047.jpg" he="4" wi="8" img-content="undefined" img-format="jpg" />
Вязкость нефти
0,1125
0,1260
0,1413
0,1492
0,1322
<img file="00000048.jpg" he="4" wi="12" img-content="undefined" img-format="jpg" />
Исходя из полученных данных, можно сказать, что наибольшее влияние для исследуемого месторождения имеет эффективная толщина пласта исследуемого месторождения, а наименьшее – абсолютная проницаемость. Таким образом, ЦФ для исследуемого месторождения будет учитывать влияние изменения проницаемости, вязкости нефти, эффективных толщин и пластового давления на показатели разработки данного месторождения в соответствии с формулой:
,
Для исследуемого месторождения значение ЦФ составляет 41,26 ед.
Для каждого из прогнозных месторождений-аналогов, оставшихся после выбора по качественным параметрам, необходимо провести определение весовых коэффициентов параметров.
Далее определяют целевые функции для каждого прогнозного месторождения-аналога, оставшегося после выбора по качественным параметрам.
Вводят допустимое отклонение ЦФ по аналогу относительно исследуемого месторождения, например, 10%. Таким образом, задается область месторождений, которые лежат в диапазоне 10% по значению ЦФ от исследуемого.
После того, как были исключены месторождения, неудовлетворяющие требования по невязке (несоответствию), осталось пять месторождений-аналогов, средние значения параметров и ЦФ приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Исследуемое месторождение и месторождения-аналоги
Проницаемость, мД
Эфф. толщина, м
Вязкость нефти, Па*с
Пластовое давление, атм.
Значение ЦФ
Отклонение, %
Исследуемое месторождение
3,31
7,88
0,726
397,4
39,84
--
Месторождение-аналог №1
3,65
2,59
0,23
364,8
40,22
0,9
Месторождение-аналог №2
4,3
1,82
0,32
370
37,71
5,3
Месторождение-аналог №3
4,6
1,4
0,23
413
37,59
5,6
Далее получают данные о длинах горизонтальных участков успешных скважин, расположенных на месторождениях-аналогах, о количестве стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) по скважинам, о времени работы скважин и добыче нефти и воды по этим скважинам.
Исследуемое месторождение планируется разрабатывать с использованием горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), поэтому необходимо определить технологические показатели работы скважин на исследуемом месторождении: длину горизонтального участка по меньшей мере одной планируемой скважины и количество стадий МГРП для нее. Для этого необходимо определить взвешенный дебит по нефти и дополнительно взвешенный дебит по жидкости для всех скважин месторождений-аналогов.
В качестве исходной информации по месторождениям-аналогам необходимы данные добычи по месячным эксплуатационным рапортам (МЭР) и данные о строении скважин: длины горизонтальных участков скважин, количество стадий МГРП для них.
Исходные данные по добыче нефти, например, для скважины №1, расположенной на месторождении-аналоге № 1, приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Показатели добычи нефти по скважине №1.
Месяц
Добыча нефти, т
Часы работы
1
572,22
331,2
2
683,93
721
Далее по формуле определяют взвешенный дебит нефти за два первых месяца (чтобы в дальнейшем более точно определить стартовой дебит) для каждой успешной скважины на месторождениях-аналогах.
Например, взвешенный дебит нефти (или жидкости) для скважины №1 на месторождении-аналоге №1 составляет:
<img file="00000023.jpg" he="14" wi="57" img-content="undefined" img-format="jpg" />
где  –взвешенный дебит нефти (жидкости) по скважине, т/сут;
– дебит нефти (жидкости) за соответствующий месяц работы по скважине, т;
– время работы скважины за соответствующий месяц, ч,
744 – количество рабочих часов для скважины в месяце;
24 – количество часов в сут.
где индекс 1 означает в первый месяц работы скважины, индекс 2 – во второй месяц работы скважины.
Согласно формуле определяем взвешенный дебит нефти по скважине №1:
Такой расчет взвешенной дебита нефти и дополнительно взвешенный дебит жидкости осуществляют для всех успешных скважин, расположенных на месторождениях-аналогах.
Длина горизонтального участка скважины №1, расположенной на месторождении-аналоге составляет L = 330 м, количество стадий МГРП N = 3.
Далее можно определить приведенные дебиты нефти (жидкости) по скважинам, расположенным на месторождения-аналогах, по формуле:
<img file="00000027.jpg" he="9" wi="24" img-content="undefined" img-format="jpg" />
где  – приведенный дебит нефти (жидкости) по скважине, ;
N – количество стадий МГРП на скважине;
L – длина горизонтального участка скважины, м.
Для скважины №1, расположенной на месторождении-аналоге №1, приведенный дебит нефти равен:
Данные расчёты приведенных дебитов нефти и дополнительно жидкости проводятся для всех успешных скважин, расположенных на месторождениях-аналогах, т.е. для которых обводненность нефти составляет не более 90 %, при проведении работ на скважине не было аварий и осложнений, имеют длину горизонтального участка не менее 200 м и количество стадий МГРП не менее трех.
В результате получают данные приведенного дебита нефти и жидкости по 150 скважинам, расположенным на месторождениях-аналогах.
Для этих 150 скважин определяют среднее значение приведенного дебита нефти (0,0243) и среднеквадратичное отклонение (0,0165) для приведенных дебитов нефти по этим скважинам.
Для тех же 150 скважин определяют среднее значение приведенного дебита жидкости (0,029873) и среднеквадратичное отклонение (0,0127) для приведенных дебитов жидкости по этим скважинам.
Далее определяют дебит нефти для проектных скважин на исследуемом месторождении, для это на основе нормального распределения строится выборка из 100 значений приведенного дебита нефти, после чего данные значения домножаются на параметры проектной скважины.
Для наглядности проведем расчёт дебита нефти для проектной скважины на исследуемом месторождении, выбранные параметры добычи углеводородов для которой: L = 330 м, N = 3 (фиг. 1). Синие точки на фиг. 1 являются расчетными данными дебита нефти для проектной скважины.
Стартовый дебит нефти для проектной скважины является средним значением на фиг. 1 и составил 27,04 т/сут. - красная точка фиг. 1.
Стартовый дебит жидкости для этой скважины составил 36,19 т/сут. (фигура для определения стартового дебита жидкости отсутствует, но расчет аналогичен для определения дебита нефти для проектной скважины). Данные по дебиту жидкости необходимы для получения дополнительных сведений по добычи воды на исследуемом месторождении, обеспечения обустройства скважин с учетом этих параметров.
Для реализации способа и дальнейшего определения точности работы заявленного способа было спланировано 20 вариантов скважин для исследуемого месторождения.
Сопоставление стартовых дебитов по нефти для всего фонда скважин исследуемого месторождения приведен в таблице 5. Средний и суммарный дебит (по скважинам в т/сут) исследуемого месторождения был определен с использованием заявленного способа с высокой точностью, погрешность составляет 4,5 %.
Таблица 5 – Сопоставление фактического и расчётного дебита нефти по исследуемому месторождению
Количество стадий МГРП
Длина гориз. ствола
Факт. дебит нефть, т/сут
Расчёт дебит нефть, т/сут
Ошибка, %
1
3
663
54,9
53,4
2,7
2
3
698
61,3
56,2
8,3
3
4
711
63,3
78,6
24,2
4
4
700
43,0
77,4
80,0
5
5
777
187,3
95,5
49,0
6
5
700
60,3
86,1
42,8
7
6
704
39,9
45,7
14,5
8
6
742
58,8
48,1
18,2
9
6
692
54,3
44,9
17,3
10
6
681
79,2
44,2
44,2
11
6
698
59,5
45,3
23,9
12
6
737
44,7
47,8
6,9
13
6
700
43,5
45,4
4,4
14
6
729
39,1
47,3
21,0
15
6
750
90,4
48,6
46,2
16
6
695
30,2
45,1
49,3
17
6
735
32,6
47,7
46,3
18
6
697
33,6
45,2
34,5
19
6
746
34,9
48,4
38,7
20
6
715
37,2
46,4
24,7
Ср.
57,4
54,8
4,5
Следующим шагом для реализации способа является определение темпа падения добычи нефти по каждой скважине на месторождении-аналоге. При его определении старт работы всех скважин приводят к одному месяцу и проводят нормировку на значение дебита за первый месяц работы. Определение темпа падения дебита нефти и воды для планируемой скважины исследуемого месторождения осуществляется по формуле:
где  – нормированный дебит нефти (жидкости) за i-й месяц работы;
– взвешенный дебит нефти (жидкости) за i-й месяц работы;
– взвешенный дебит нефти (жидкости) за первый месяц работы.
Нормировку дебита проводят для определения среднего темпа падания нефти (жидкости) по всем скважинам месторождений-аналогов.
Далее определяют темпы падения дебита нефти суммарно для скважин на месторождениях-аналогах. После этого значения нормированного дебита осредняются по выборке с учетом выбытия. Пример расчёта приведен в таблице 6.
Таблица 6 – Осреднение дебита нефти для скважин на месторождениях-аналогах с учетом их выбытия
Месяц
Скв. 1
Скв. 2
Скв. 3
Скв. 4
Средний дебит(кривая 1, фиг. 2)
Количество скважин
Доля скважин (кривая 2, на фиг. 2)
1
1
1
1
1
1
4
1
2
0,582
0,883
0,973
0,957
0,849
4
1
3
0,447
0,855
0,960
0,929
0,798
4
1
4
0,325
0,593
0,949
0,845
0,678
4
1
5
0,281
0,601
0,928
0,772
0,645
4
1
6
0,246
0,433
0,972
0,726
0,594
4
1
7
0,213
-
0,941
0,919
0,691
4
1
8
0,257
-
0,909
0,948
0,705
3
0,75
9
0,155
-
-
0,975
0,565
2
0,5
10
0,165
-
-
0,958
0,561
2
0,5
В результате получается эмпирическая кривая падения дебита нефти и темп выбытия скважин.
После этого, необходимо осуществить определение с помощью выбора наиболее похожей функции для описания кривой падения дебита нефти для планируемой скважины. Перечень функций для определения темпа падения дебита нефти приведен выше. Таким образом, проводится расчёт значений всех функций, после чего выбирается функция, для которой среднеквадратическое отклонение между фактическими и расчётными показателями дебита наименьшее.
Результат определения темпа падения дебита нефти для планируемой скважины
приведен в таблице 7.
Таблица 7 – Показатели добычи нефти по планируемой скважине.
Месяц
Часы работы
Добыча нефти
Дебит нефти, т/сут
Нормир. дебит (красная кривая – 3, фиг. 2)
1
407
1566,16
92,4
1,00
2
671
1501,24
53,7
0,58
3
647
1111,73
41,2
0,45
4
719
899,59
30,0
0,33
5
743
803,37
25,9
0,28
6
719
679,33
22,7
0,25
7
743
608,61
19,7
0,21
8
743
732,65
23,7
0,26
9
719
427,77
14,3
0,15
10
743
470,66
15,2
0,16
Результат обработки данных по всем скважинам месторождений-аналогов изображен ниже на фиг. 2, на которой приведены: график нормализованного среднего дебита по фактическим данным (кривая 1, фиг. 2), расчётные значения дебитов по функции Арпса (кривая 3, фиг. 2) для планируемой скважины.
На основе рассчитанного стартового дебита нефти, функции падения добычи и темпу выбытия скважин можно выполнять прогноз добычи нефти по всему исследуемому месторождению, имеющему, например 20 скважин, с оптимальными параметрами добычи углеводородов (ГТМ).
На фиг. 3 представлен график сравнения фактического (кривая 4) и расчётного (кривая 5) дебита нефти по исследуемому месторождению по 20-ти скважинам. По графику видно, что с помощью заявленного способа определили тепм падания дебита нефти на исследуемом месторождении с высокой точностью.
Кроме того, на фиг. 1 оранжевой точкой выделено фактическое значение дебита нефти для проектной скважины, для которой определили оптимальные параметры ГТМ (длин горизонтального участка скважины: 330 м, количество стадий МГРП 3). Данное фактическое значение получено после проведения бурения проектной скважины по определенным ранее ГТМ. Расчетный стартовый дебит нефти для проектной скважины (на фиг. 1) составлял 27,04 т/сут. – красная точка, а фактическое значение стартового дебита нефти по этой скважине с учетом выбранных ГТМ (L = 330 м, N = 3) составил 31,07 т/сут. Расчётная накопленная добыча нефти по скважине составила 15 тыс. тонн, фактическая накопленная добыча нефти по скважине составила 12,8 тыс. тонн. Ошибка определения стартового дебита для планируемой скважины относительно факта равна 12,98 %. Приемлемая ошибка для определения ГТМ по дебиту нефти составляет 20%. Данное значение удовлетворяет необходимой степени достоверности. Данная накопленная добыча нефти для планируемой скважины является максимальной добычей нефти, т.к. при выборе других значений длины горизонтального участка планируемой скважины и количества стадий МГРМ значение добычи нефти было меньше. Накопленная добыча определяется по стартовому дебиту нефти и темпу падения добычи нефти.
Стартовый дебит жидкости для этой скважины составил 36,19 т/сут., ошибка определения относительно факта равна 16,78% рассчитывается аналогично определению стартового дебита нефти.
В целом на исследуемом месторождении было запланировано 20 скважин, их параметры (длина и количество стадий) были определены в соответствии с предложенным способом. Добывающий фонд на исследуемом месторождении составляет 20 скважин, после проведения расчётов по заявленному способу накопленная добыча нефти составила 302,3 тыс. тонн. Фактический средний стартовый дебит составляет 57,4 т/сут, за 48 месяцев работы, накопленная добыча нефти составила 256,7 тыс. тонн. Ошибка определения накопленной добычи для 20 планируемых скважин на исследуемом месторождении равна 17,8 %. Такая погрешность определения дебитов является допустимой на ранних этапах проектирования месторождений, т.к. составляет менее 20%. При использовании заявленного способа объем добытых углеводородов (флюида нефти) может быть увеличен до 30%.
Таим образом, обеспечивается повышение точности определения параметров добычи углеводородов, в частности, определения длины горизонтальных участков скважин на исследуемом месторождении и количества стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта при небольшом количестве входных параметров.