Прогнозирование показателей работы боковых стволов

Для прогноза показателей эксплуатации боковых стволов применяются статистические методы и математические модели.

При использовании в процессе проектирования математической модели прогноз добычи нефти из проектного бокового ствола состоит из двух этапов.

1 Идентификация параметров модели по данным эксплуатации на участке добывающих и нагнетательных скважин.

2 Прогноз добычи нефти.

Выбор местоположения БС и оценку технологической эффективности с применением математических моделей осуществляет БашНИПИнефти.

Применяемый в настоящее время в БашНИПИнефти комплекс программ для создания трехмерных двухфазных математических моделей разработки позволяет рассчитывать технологические показатели эксплуатации скважин с пространственным профилем ствола. При этом достоверность результатов прогноза тем выше, чем детальнее геологическая модель и чем точнее она настроена по истории разработки объекта.

Для правильного определения дебита жидкости бокового ствола с помощью модели (в случае расчетов по заданному забойному давлению) необходимо знать величину скин-фактора пласта (пропластка), на который бурится боковой ствол.

Исходная информация для математического моделирования – номера скважин, из которых предполагается забуривание бокового ствола, конструкция БС (отход от ствола основной скважины, способ вскрытия пласта, т.е. интервалы перфорации, протяженность открытого ствола, диаметр ствола). Особое внимание уделяется обоснованию выбора конструкции интервала продуктивного пласта, освоение и эксплуатация скважин.

Выходная информация – динамика показателей работы БС (расчетный дебит жидкости, обводненность во времени, извлекаемые запасы).

Прогнозирование показателей работы боковых стволов во времени с помощью моделей является необходимым условием обоснования бурения БС, определения его технологической и экономической эффективности.

Точность прогнозных значений работы БС зависит от степени изученности рассматриваемого участка и достоверности геолого-промысловой информации.

Динамику изменения дебита нефти проектной скважины по годам определим по интенсивности падения дебитов нефти окружающих скважин при достижении значений обводненности 87% выше (таблица 22).

На рисунке 15 представлена кривая падения дебитов окружающих скважин после достижения обводненности продукции 87% и линия возможной добычи нефти на момент достижения обводненности 87% при условии сохранения достигнутого уровня годовой добычи нефти.

 

Таблица 22. Показатели работы скважин участка во времени

Год	Годовая добыча, т	Текущая обводненность, %	Накопленная добыча, т	Среднегодовой дебит, т/сут
нефти	жидкости	нефти	жидкости	нефти	жидкости
						3,7	60,3
						2,6	37,5
						2,5	25,0
						1,6	17,4
						3,9	49,0
						4,9	61,0
						4,0	69,8
						5,7	71,7
						4,3	87,1
						1,6	78,7
						1,5	75,8
						1,0	51,7
						0,9	41,7
						0,6	39,8
						1,7	26,0
						0,7	19,3
						0,6	19,4
						0,4	17,7

 

На рисунке 16 представлена кривая интенсивности возрастания разности между накопленной фактической и возможной добычей нефти. Данная кривая характеризует интенсивность уменьшения среднегодовых дебитов скважин. По данным кривым определяется возможная динамика падения дебита проектной скважины (рисунок 17).

В таблице 23 представлены прогнозные показатели добычи нефти проектной скважины. Значения годовых отборов нефти вычисляются по формуле

Q_г = q·K_э·К_к· 30 т, (38)

 

где q – дебит нефти, т/сут;

K_э – коэффициент эксплуатации скважин (0,962);

К_к – коэффициент кратности (9,62)

 

Таблица 23. Прогнозные показатели работы скважины №1554

Год	Дебит нефти, т/сут	Годовая добыча, т	Накопленная добыча, т
	6,14	1778,13	1778,13
	4,79	1329,72	3107,85
	3,54	981,63	4089,48
	2,64	733,85	4823,33
	2,11	586,39	5409,72
	1,94	539,24	5948,96