Cтраница 2
На непроницаемой части контура задаются давление или поток жидкости через границу, которые вычисляются в процессе прогноза технологических показателей разработки. [16]
Как показал опыт, при проектировании разработки нефтяных месторождений, находящихся в поздней стадии эксплуатации, при прогнозе технологических показателей необходимо проводить расчет по каждой из скважин даже по крупным нефтяным залежам с большим фондом скважин. [17]
При составлении проекта разработки Самотлорского месторождения была осуществлена декомпозиция всех объектов более чем на 250 участков, для которых производился прогноз технологических показателей. [18]
Тем не менее, несмотря на указанные ограничения, математическое моделирование является наиболее адекватным способом описания технологических процессов и получения прогноза технологических показателей месторождения, при этом точность математического моделирования главным образом зависит от качества исходной информации. [19]
К настоящему времени в СССР и США накоплен большой опыт применения характеристик вытеснения, полученных по известной истории разработки в целях прогноза технологических показателей разработки во времени. [20]
Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки: анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов; анализ текущего состояния разработки и эффективности применяемых методов повышения неф-теизвлечения, включающий характеристику структуры фонда скважин и их текущих дебитов, динамику технологических показателей прошедшего периода разработки, поведения пластового давления в зонах отбора и закачки, состояния выработки запасов нефти из пластов, эффективности реализуемой системы разработки; обоснование расчетных геолого-физических характеристик, принятых для расчета технологических показателей разработки и оценка степени идентификации параметров математических моделей реальным пластам по данным истории разработки; обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам продуктивных горизонтов и пластов; обоснование выбора расчетных вариантов разработки и исходных характеристик, включающее обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки; рабочих агентов для воздействия на пласт, охвата процессом вытеснения; количества резервных скважин; обоснование нормативов капиталовложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчетов экономических показателей. [21]
Прогноз технологических показателей на период в 15 лет для отдельного участка на ЭВМ БЭСМ-6 по одномерной модели занимает 5 - 10 мин, но двумерной двухфазной модели для участка, включающего 170 скважин, каждый год прогноза также занимает 5 - 10 мин. [22]
Но полностью устранить неопределенность невозможно и поэтому основная задача регулирования разработки нефтяных месторождений состоит в том, чтобы найти хорошие или даже наилучшие решения в условиях неопределенности. Так как прогнозы технологических показателей разработки нефтяных месторождений составляются для решения определенных задач регулирования, можно сказать, что их качество определяется качеством решения ( регулирования), к которому они ведут. [23]
На проницаемых частях внешнего контура в процессе воспроизведения разработки нефтяной площади граничные значения могут быть определены по данным технической документации. Однако на этапе прогноза технологических показателей граничные значения искомых распределений и перетоков жидкости становятся неизвестными и должны вычисляться в ходе расчетов. [24]
Применение данного способа прогноза технологических показателей возможно при равномерном падении добычи, иными словами при стабильной системе разработки объекта. [25]
Выше нами было рассмотрено применение метода прогноза технологических показателей по обобщенным характеристикам вытеснения в целом по месторождению. Прогнозирование технологических показателей по участкам проводится так же, как описано выше. [26]
Установлено, что эффективность разработки низкопродуктивных залежей существенно ниже при прочих равных условиях по сравнению с залежами в терригенных и высокопродуктивных карбонатных коллекторах. Сформулированы требования к выбору эмпирических методов прогноза технологических показателей разработки и установлено отсутствие приемлемых характеристик и моделей для условий рассматриваемых объектов. Выявлены минимальные пределы разряжения плотности сетки скважин в зависимости от продуктивности залежей при разработке на естественных режимах. Установлено, что эффективность разработки трещинных коллекторов выше, чем трещинно-поровых. Предложены для условий различных групп объектов характеристики истощения-вытеснения, наилучшим образом описывающие процесс нефтеизвлечения. Разработан экспресс-метод расчета и прогноза технологических показателей разработки при отсутствии представительной геолого-промысловой информации по различным группам объектов с использованием начальной продуктивности. Получены эмпирические зависимости, позволяющие решать отдельные задачи при проектировании, анализе, контроле и регулировании процесса разработки дифференцированно по группам объектов. Предложена методика выбора плотности сетки скважин, согласно которой выбор плотности сетки должен осуществляться исходя из особенностей геологического строения разных групп объектов. Методика позволяет оценить эффективность разбу-ривания низкопродуктивных залежей или их отдельных участков. Установлен различный характер и степень влияния геолого-технических параметров на нефтеотдачу в условиях разных групп объектов. [27]
Наиболее трудным и весьма актуальным является изучение вопросов двух - и трехфазной фильтрации в трещиновато-пористом пласте, вскрытом системой скважин. Решение таких задач должно быть основой методов определения коэффициента нефтеотдачи и прогноза технологических показателей разработки. [28]
Более трудными и более актуальными являются задачи двух - и трехфазной фильтрации в трещиновато-пористом пласте, вскрытом системой скважин. Решение таких задач должно быть основой методов определения коэффициента нефтеотдачи и прогноза технологических показателей разработки. Полное моделирование процесса нефтеотдачи из гре-щиновато-пористого пласта в лабораторных условиях крайне затруднительно, так как вряд ли возможно конструирование элемента модели трещиновато-пористой породы, включающего достаточно большое число блоков. При этом необходимо наблюдать за изменением полей насыщенностей фазами или движением их границ раздела. С другой стороны, опыт непосредственной разработки месторождений с трещиновато-пористыми коллекторами в большинстве случаев может дать лишь косвенное подтверждение действия того или иного механизма нефтеотдачи. Вследствие этого основным методом исследования процессов добычи нефти из трещиновато-пористого пласта является решение соответствующих гидродинамических задач с экспериментальной проверкой справедливости допущений, на основе которых строятся математические модели процесса. [29]
При организации вычислений в системе целесообразно организовать две группы по осуществлению расчетов. Первая группа осуществляет выборку информации по скважинам для каждого расчетного участка, многократную подгонку истории разработки участка и одноразовый прогноз технологических показателей для каждого варианта разработки. Эта же группа занимается расчетами технико-экономических показателей, выдачей информации в табличной форме. [30]