МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО ГЕОЛОГИИ СССР

ГОСУДАРСТВЕННАЯ КОМИССИЯ ПО ЗАПАСАМ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ ПРИ СОВЕТЕ МИНИСТРОВ СССР

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ЗАЛЕЖАХ, НАХОДЯЩИХСЯ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ (ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ)

РД 39-9-1069-84

Москва — 198S г.

7

a

Kg Пн

6

a - вспомогательная зависимость для определения i,oo>i фициснта ^НЛ

б - характеристика вытеснения

(с 60% вероятностью выхода характеристик вытеснения на заключительную прямолинейную зависимость), приводятся в табл.1.

Таблица I

СП ос О бн-Ya пя    'Текущая обводненность добываемо! жидкбстиТ

ти^ вытеснения    :^{начиная} с которой рекомендуется применение

(см. п.2.1)    :»---спосооов_А & _-----------

:Для залежей с вяз- ;Для залежей с вязкостью :костыо пластовой Пластовой нефти от 5 __________+нефти, до 5- -ч-СД _

2.1а; 2.16 Z-1*____

3. Исходные данные для построения характеристик _вытеснения_

3.1.    Общие данные о геолого-физической характеристике объекта (залеки), для которого производится определение начальных извлекаемых запасов нефти по данным эксплуатации, должны включать следующее: давление насыщения нефти газом, текущее среднее пластовое давление, вязкость и объемный коэффициент пластовой нефти, плотность дегазированной нефти.

Для оценки степени неоднородности пластов рассматриваемого объекта необходимо знать среднюю проницаемость, коэффициенты песчанистости и расчлененности пласта.

3.2.    Эксплуатация рассматриваемого объекта (залежи) при водонапорном режиме должна быть подтверждена фактическими данными о фильтрации в пласте нефти без выделяющего из нее газа

в свободное состояние (пластовое давление по объекту должно быть выше давления насыщения) и оценкой сохранения этого режима на перспективу.

3.3.    Данные об эксплуатации объектов для построения и обработки характеристик вытеснения по способам должны содержать:

9

по способу 2.1а - накопленные ( с начала разработки) величины добычи нефти» воды и жидкости по годам разработки (Он* Qe* Q*)* величины годовых отборов нефти и обводненности добываемой жидкости (в %);

по способу 2.16 - накопленные величины добычи нефти и жидкости ( Q_H, Qjk), величины годовых отборов нефти и обводненности добываемой жидкости (в %);

по способу 2.1в - средние по годам величины содержания нефти в добываемой жидкости ( йн,%) и накопленные величины добычи нефти и жидкости ( 0_Н , (З_ж).

независимо от способов - годовые отооры нефти (начиная от максимального) и жидкости (за последние 3-5 лет)г-

д* Методики обработки данных эксплуатации объектов для определения начальных извлекаемых запасов нефти рекомендуемыми _способами_

ФЛ. Общие положения

ФЛЛ. При построении характеристик вытеснения по способам (см.рис. 1,2 и 3) накопленные и годовые величины добычи нефти и жидкости выражается в объемных единицах в пластовых условиях (м³), так как характеристика вытеснения отображает фильтрацию смеси нефти и воды в пласте.

Проверочные раочеты по длительно разрабатываемым объектам свидетельствуют о том» что при использовании в рекомендуемых способам накопленной дооычи нефти и ..идкооти в массовых единицах (тоннах) начальные извлекаемые запасы нефти занижаются на несколько процентов (порядка 2-6%) по сравнению с использованием данных о добыче в объемных единицах (ы³) в пластовых условиях.

4Л.2. На построенной характеристике вытеснения выделяется заключительный прямолинейный (или близкий к нему - при

Ч Юьь

10

небольшом разбросе точек) отрезок, координаты точек которого обрабатываются по методу наименьших квадратов для определения постоянных коэффициентов в уравнениях (1-3),

4.2. Методика обработки данных эксплуатации объектов при использовании зависимости отношения накопленных добычи жидкости к добыче нефти от накопленной добычи воды

4.2,1. Данные по точкам, относящимся к заключительному

црямолине иному участку характеристики вытеснения в координатах

—- (Q_B) , обрабатываются с помощью метода наименьших квад-Qh

ратов. Расчетная таблица для определения коэффициентов ^а и о уравнения (I; приводится ниже.

Таблица 2

t-4,2,3!    Q_H, I 0_Ж) t    j    0.,    !    Ож g :

тис (млн] Q_H    Тыс (млк)    0_Н^

M^{J 1}    t    M^J    •'    '

... N !ТЫС (МЛН) ! м3 г 2 3 г 4 5

— — — ГЗ] [2] Mix [5] [5]* [5] N — XI—t. i4 0И £u,h i=H tM UH £ion. 1-1

4.2.2. Величины коэщуицизнтов а и в находятся по уравнениям (4) и (5):    *

glVo. Q.I. jjrn.1.- £)Уа.1.£ш.‘1.

(flW.)' - и£ий1,

и

где N _ одело фактических точек, ледащих на заключительном прямолинейном отрезке зависимости (I); остальное берется из итоговой строки табл.2.

4.2.3. Для рассматриваемого объекта обосновывается вели-чина предельно-рентабельного годового отбора нефти ( Чнл-р)» при котором прекращается его эксплуатация. Зтот дебит определяется для средней действующей скважины на заключительном этапе разработки объекта технико-экономическими расчетами по

верхнеглу уровню замыкающих затрат (см.источник £"3_7 литературы п.1), по предельного обводнению добываемой жидкости (см.источник ГЧ7 =.и или принимается в соответствии с "Правилами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений". Предельно-рентабельный годовой отбор нефти из объехста определяется по формуле

а - q^CKe Ппс^ъе5‘    ⁽⁶⁾

п-р >н n-р А^с

С КЗ

где 9нп-р - Предельно-рентабельный дебит неияи средней скважины объекта (м^/сут в пластовых условиях); И _7ГА - число

ДО

действующих добывающих скважин на заключительном этапе разработки объекта; 365 - число суток в году.

Тешасо-эконошческие расчеты по многочисленным объектам показывают, что предельная обводненность добываемой тлщкости по скважинам (ориентировочно ее можно принять и по объекту) колеблется в пределах 95-39?.

4.2.4*    -вредяя    объекта.    ко

но-рентабельного годового отбора нефти ( ^ _ост) оценивается по изменению фактического годового отбора нес/ти из ооъекта на поздней стадии его разработки (после 30-40? обводнения добываемой жидкости). Фактическая кривая отбора нефти в интервале последних примерно 10-15 лет, в течение которых суормь

<2

ровался монотонный характер снижения отбора, агщроксишруется уравнением вида

- те^-0* ;    ⁽⁷⁾

где fn,c ^ постоянные коэффициенты, определяемые с помощью метода наименьших квадратов; 4? - время в годах от начала отрезка аппроксимации.

Расчетная таблица для определения коэффщиентов ft) я С приводится ниже.

Таблица 3

4 цт - ГЗ]Х С4] Г4]*М1 N - Ьч% ii Zw. И Н ^)‘Ь,£оон^ н •* **«

Величины коэффициентов fti и С находятся по уравнениям (8) и (9)

. »£in - Ф^‘

a

где N - число фактических точек на кривой    С}_Н(^ (-Ь)

апцроксимируемой зависимостью (7), бде =0,434; остальное берется из итоговой строки табл.З.

4.2.5, Вероятная продолжительность эксплуатации объекта до предела рентабельности ( сю_Т) оценивается, исходя из уравнения (7)

где    -    продолжительность    аппроксимируемого    отрезка факти

ческого снижения годовых отборов иеыги, в годах.

По известному значению экспоненциальной дикции (левая часть формулы 10) находится показатель степени (обозначим его величину ЭС )*, и определяется t _ост

где берутся абсолютные величины X и С .

4.2.6. Начальные извлекаемые запасы неуги ( Q_Iir ) при осуществляемой на поздней стадии системе разработки заложи рассчитываются по формуле (вывод ее дается в ирилочешш п.1)

Ч* ~ Яип ft [^{Л +} ® (G*q> ⁺ Ч*^**^! P"A^fr

^Л--¹-criT>^Tqnrn— ^ _{10ННИ (L0}

где Члк “ прогнозируемой кодовой оrOorj лцукости из объекта, величина которого принимается постоянной(по ошту последил лп эксплуатации объекта), м° в пластовых условиях; р_ид*_г, б)_н -плотность дегазированной всчуги (т/м°) и объемный коэолрнфкьг пластовой нсутк. т    ^

^А кушсция 6 табулирована зо многих математически*. слтрзюч-ыпса*;, напршер, сп.Ь.П.Сегал, К.А.Сслспдяа. Лнтн'чшшше математичеспю таблицы. Рзд-во АЛ СССР.

S S.0U

f4

4.3. Методика обработки данных эксплуатация объектов при использовании зависимости произведения накопленных добычи жидкости и добычи нефти от накоп -ленной добыч!! жидкости_

4.3.1. Данные по точкам, относящимся к заключительному прямолинейному участку в координатах ( Фж ‘ Он ) 0ж    обрабатывают

ся с помощью метода наименьших квадратов. Расчетная таблица для определения коэффициентов а* и 6' в уравнении (2) приводятся ниже.

Таблица 4

*-W ... N I	Г "Он," 1 тыс. 1^3 иСМЛН) . JL _	Г - -(гжт - - • , тыс.м3 j (млн) L__s___	! Q«-0, j------ ! 4 121	5 MJx [з]	о2 «ж р 6
N	-	flO.fi i*l	fl0.l3.li 1*4	£тм ы	М <*4

4.3.2. При решении уравнения (13) находится величина коэффициента 6* (м3 в пластовых условиях)

где N - число фактических точек, лежащих на заключительном прямолинейном отрезке зависимости (2); остальное берется из итоговой строки табл. 4.

4.3.3. Величины предельно-рентабельного годового отбора нефти (    %    п-р    ),    вероятной    продолжительности    эксплуатации

объекта до предела рентабельности ( ^оет ) и постоянного годового отбора жидкости ( С|_ж ) обосновываются для каждого из рассматриваемых объектов по методике, изложенной в предыдущем разделе (см. ш. 4.2.3-4.2.о).

4.4.    Иетодока обработки данных эксплуатации объектов

при использовании зависимости накопленной добычи нефти от ка ко пленкой добыта гибкости в степени -_

4.4. Х. Способ монет быть использован в качестве вспомогательного. Оценка начальных извлекаемых запасов недуги по объему этим способом производится в два этапа.

4.4.2.    На первом этапе необходимо найти величину кооПациента А , для чего по данным эксплуатации объема строится билогарйчшческая зависимость (см.рпс.За)

Z - d    ;    ц₅₎

на которой выделяется заключительный пршлолпненный участок (или близкий к нему - при относительно небольшом разбросе точек).

4.4.3.    Данные по точкам, относящимся к заключительно* ^

участку в координатах Ч ^Пн с Ц О# ), обрабатываются с помощью метода наименьших квадратов. Расчетная таблица для определения коэдаициента    (L в уравнении (15) приводится ыше.

Таблица 5

1“ ... М		Г *“*““*•*“*“ *"*	ий* 0Ж	(^Q«)2
" I "	~ ~г "	~з	1 1 I 1 I 1 I ! I I \ 1	f.....5. ... I I
—	-	—	Г2]х [53	Шх [i]
N		ivi I		imA V

(6

4.4.4.    При решении уравнения (16) находится величина коэффициента d

_d    .    ив)

где N - число фактических точек, лежащих на заклюшггельном прямолинейном отрезке зависимости (15); остальное берется из итоговой строки табл,5.

Величина показателя степени А определяется по формуле

Я - d - I ;    117)

где припишется абсолютное значение с/.

4.4.5.    На втором этапе строится график зависимости накопленной добычи нес^рти от накопленной добычи жидкости в степени

- X (см.рис.Зб).

4.4.6.    Данные по точкам, относящимся к заключительному

прямолинейному участку в координатах Он (    ОX    ), обраба

тываются с помощью метода найменьшгх квадратов.

Расчетная таблица для определения коэффициента &* в уравнении (3) приводится ниже.

Таблица 6

АННОТАЦИЯ

Настоящее руководство, разработанное Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИ), включает перечень необходимых исходных данных по эксплуатации объектов (залежей) при водонапорном режиме на поздней стадии и методику определения (уточнения) начальных извлекаемых запасов нефти с помощью характеристик вытеснения (зависимостей накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости или воды в различных модификациях), три способа построения которых апробированы для залежей сравнительно мало-вязкой (до 5 сП) и повышенной вязкости нефти (от 5 до 35 сП) по данным эксплуатации соответствующих двух груш длительно разрабаг-тываамых залежей. Указана область применения рекомендуемых способов.

Руководство предназначено для использования научно-исследовательскими, проектными ж другими организациями, занимающимися пересчетом запасов нефти на разрабатываемых месторождениях.

Руководящий документ ''Методическое руководство по определению начальных извлекаемых запаооь нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разраоотки (при водонапорном режиме)

РД 39-9-1069-84

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности №    341    _от    06    июня    1984    г.

Срок введения с 01*0^.84 г. Срок действия до 01*07.88 ^г*

I. Общие положения I.I. В качестве гетода определения начальных извлекаемых запасов не^ти разрабатываемых объектов (залехей) по данным их эксплуатации принято использование так называемых характеристик вытеснения.

Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи не^ти по р&сснетриваемому ооьекту от накопленной добычи жидкости или воды (при различных возможных модификациях координат в зависимостях).

2

1.2. Достоинствами использования характеристик вытеснения для определения начальных извлекаемых запасов нефти по разрабатываемый объектам в поздней стадии эксплуатации являются:

а)    величина извлекаемых запасов нефти получается из характеристик вытеснения непосредственно (для ее определения не требуется предварительное знание величин начальных балансовых запасов нефти и проектного коэффициента извлечения нефти);

б)    при определении запасов автоматически учитываются особенности реализуемой на объекте системы разработки.

1.3* ^ля уточнения начальных извлекаемых запасов нефти рекомендуется три наиболее надежных способа (ом.4.1-4.3), выбор которых апробирован по данным эксплуатации длительно разрабатываемых залежей при водонапорном режиме (ом.приложение 2 к настоящему руководству).

IA. Базой для составления руководства были исследования ВНИИ и других научно-исследовательских институтов отрасли по оценке, извлекаемых запасов нефти с помощью данных эксплуатации объектов, в том числе опубликованные в печати способы построения характеристик вытеснения и определения по ним начальных извлекаемых запасов нефти.

Использованы также результаты обобщения опыта обоснования извлекаемых запасов нефти в работах, прошедших экспертизу ВНИИ и представляемых на утверждение в ГКЗ СССР и ЦКБ Шш-нефтепрома.

1.5. В Руководстве изложено:

а) сущность способов построения характеристик вытеснения, рекомендованных для определения начальных извлекаемых запасов нефти по разрабатываемым объектам при водонапорном режиме;

«ъ

б) область применения способов по величине обводнения добываемой продукции;

в)    перечень исходных данных по эксплуатации объектов для построения характеристик вытеснения и определения начальных извлекаемых запасов нефти;

г)    методики обработки данных эксплуатации объектов по трем рекомендованным способам - характеристикам вытеснения и определения начальных извлекаемых запасов нефти с учетом прекращения эксплуатации объектов при достижении предельно-рентабельного (конечного) годового отбора нефти.

2. Рекомендуемые способы построения характеристик вытеснения для определения начальных извлекаемых запасов нефти и область их применения

2.1. На основании сопоставления аналитических зависимостей опубликованных в печати способов определения извлекаемых запасов нефти о помощью характеристик вытеснения, усовершенствованных путем учета прекращения эксплуатации объектов (залежей) при достижении предельно-рентабельного годового отбора нефти (С}_н.п-р), и фактических данных по длительно разрабатываемым объектам при водонапорном режиме (см.приложения I и 2), рекомендуются как наиболее надежные, способы, использующие следующие зависимости:

а)    отношение накопленных добычи нефти ( Q_H ) и жидкости ( Q*) ^от накопленной добычи воды ( 0_Ь );

б)    произведение накопленных добычи нефти и жидкости от накопленной добычи жидкости;

в)    накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости в степени "-Я"* величина второй предварительно определяется по билогарифуической зависимости содержания нефти в добываемой жидкости от накопленной добычи жидкости.

Спосоо в) является вспомогательным, так как в нем хотя м учитывается ограничение извлекаемых запасов нефти предельно-

4

рентабельный дебитом, но он применим при обводнении добываемой жидкости От 80% и выше.

Обоснование выбора опоообов приводится в приложении 2 к руководству*

2*2. Графические зависимости - характеристики вытеснения для рекомендуемых споообов приводятся на рио. 1,2 и 3.

2.3* Основные расчетные зависимости по рекомендуемым способам определения извлекаемых запасов нефти имеют вид:

для опоооба 2Ла -

М>. а ♦ .Q,<«;    Ю

0«<t)

для способа 2*16

0*    (+)    *    6‘    Q*(t)    -    а';    (2)

для способа 2.1» -

Qnli)m а"- «■{£(*).    W

В формулах (1-3) t - время. На рио. 2-3 ^л -масштабный коэффициент.

2.А. Указанные способы определения извлекаемых запасов нефти рекомендуются для объектов (залежей) или блоков внутриконтурного заводнения, эксплуатирующихся при водонапорном режиме, о величинами запаоов до 20-25 млн.тонн. Область применения способов в зависимости от обводненности продукции установлена по опыту экоплуата-ции^лительно разрабатываемых залежей с вязкостью нефти до 5 оП и 2? залежей о вязкостью нефти от 5 до 140оП, расположенных в Урало-Поволжье, Северном Кавказе, Казахстане и Азербайджане* Фактическая обводненность продукции по этим залежам ооотавляет от 80 до 99% (ом.приложение 2)*

Величины текущей обводненности добываемой жидкости по объектам, начиная о которых рекомендуется применение способов