Способ и система определения месторождений-аналогов для прогноза технологических показателей добычи

1. Способ определения месторождений-аналогов, включающий использование базы данных месторождений и/или пластов, содержащей по меньшей мере информацию по качественным параметрам месторождений и/или пластов: обстановка осадконакопления, режим разработки залежи; по технологическим параметрам разработки месторождений и/или пластов - тип проведенных геолого-технологических мероприятий (ГТМ); по количественным параметрам месторождений и/или пластов: абсолютная проницаемость, вязкость нефти, эффективная толщина пласта и пластовое давление, при этом осуществляют:
фильтрацию списка месторождений и/или пластов базы данных месторождений и/или пластов на основе сопоставления исследуемого месторождения и/или пласта с месторождениями и/или пластами, содержащимися в базе данных, по качественным параметрам: обстановке осадконакопления и режиму разработки;
фильтрацию оставшегося после предыдущего этапа фильтрации списка месторождений и/или пластов базы данных месторождений и/или пластов на основе сопоставления исследуемого месторождения с месторождениями и/или пластами, оставшимися после предыдущего этапа фильтрации, по технологическим параметрам;
фильтрацию оставшегося после предыдущего этапа фильтрации списка месторождений и/или пластов базы данных месторождений и/или пластов по количественным параметрам, при которой осуществляют:
определение весовых коэффициентов влияния на накопленную добычу для абсолютной проницаемости пласта, вязкости нефти, эффективной толщины пласта и пластового давления исследуемого месторождения и/или пласта и месторождений и/или пластов, оставшихся после фильтрации;
определение значений целевой функции (ЦФ) для исследуемого месторождения и/или пласта и месторождений и/или пластов, оставшихся после фильтрации, при этом ЦФ включает соотношение параметров абсолютной проницаемости пласта, эффективной толщины пласта и пластового давления и их весовых коэффициентов к вязкости нефти и её весовому коэффициенту;
задание критического отклонения от значения ЦФ исследуемого месторождения или пласта, при превышении которого месторождение или пласт отфильтровывается из списка аналогов;
по результатам фильтрации получение списка месторождений и/или пластов-аналогов.
2. Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором после получения списка месторождений/пластов-аналогов дополнительно осуществляют определение технологических показателей добычи по месторождениям и/или пластам-аналогам и построение прогноза для целевого месторождения и/или пласта на основе технологических показателей добычи месторождений и/или пластов-аналогов.
3. Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором целевую функцию определяют путём вычисления по формуле:
где Perm – абсолютная проницаемость, мД;
w – весовой коэффициент для проницаемости, д. ед.;
eff
H– эффективная толщина пласта на месторождении, м;
2
w– весовой коэффициент для эффективной толщины пласта, д. ед.;
пл
Р− пластовое давление, атм;
3
w – весовой коэффициент для пластового давления, д. ед.;
OilVisc – вязкость нефти, Па⋅с;
4
w – весовой коэффициент для вязкости нефти, д. ед.
4. Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором база данных месторождений и/или пластов содержит информацию о месторождениях и/или пластах, разделенных по меньшей мере по следующим типам обстановки осадконакопления: морское осадконакопление, континентальное осадконакопление, переходное осадконакопление.
5. Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором база данных месторождений и/или пластов содержит информацию о месторождениях и/или пластах, разделенных по меньшей мере по следующим режимам разработки залежи: водонапорный, упругий, газонапорный, режим растворенного газа, гравитационный.
6. Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором ГТМ включает по меньшей мере: гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработку призабойной зоны (ОПЗ), зарезку боковых и боковых горизонтальных стволов (ЗБС и ЗБГС).
7.  Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором критическое отклонение от значения ЦФ исследуемого месторождения или пласта соответствует 10%.
8. Способ определения месторождений-аналогов по п.1, при котором список месторождений и/или пластов-аналогов ранжируется по степени соответствия их целевой функции целевой функции исследуемого месторождения и/или пласта.
9. Система, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа определения месторождений-аналогов согласно способу по пп.1-8.
10. Машиночитаемый носитель, содержащий машиночитаемые инструкции способа определения месторождений-аналогов согласно пп.1-8, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.