Методы оценки нефтеотдачи пластов.

Статистические модели.

Во многих случаях, особенно на ранней стадии изучения месторождения, определение нефтеотдачи пласта затруднено, так как информации о строении пластов бывает недостаточно для детального геологического моделирования.

В этих случаях широко используются результаты статистической обработки фактических данных по месторождению, находящимся в длительной разработке и обладающих сходными геолого – физическими условиями.

В настоящее время имеется большое количество статистических моделей для разных нефтегазоносных районов страны, которые можно использовать для приближенной оценки нефтеотдачи пластов. Эти модели основываются на различной геолого – промысловой информации и их можно применять к условиям, аналогичным тем, в которых они получены. Необходимо, чтобы геологические и технологические факторы, исследуемых залежей соответствовали входным данным статистических моделей. Наиболее точные результаты оценки КИН можно получить в том случае, когда параметры месторождений близки к средним величинам, используемым при построении моделей.

С помощью многомерного корреляционного анализа была получена (Гомзиповым В.К.) статистическая модель конечной нефтеотдачи на основе данных 42 длительно разрабатываемых объектов Урало – Поволжья. В модель вошла информация по нефтяным залежам, приуроченным к терригенным пористым коллекторам и разрабатываемым в условиях водонапорного режима.

Полученное уравнение справедливо при следующих параметрах:

Аналогичная модель для месторождений Урало – Поволжья с учетом размеров водонефтяных зон Q_BНЗ, начальной нефтенасыщенности β_Н и t ⁰ имеет вид:

Полученное уравнение справедливо при следующих параметрах:

Коэффициент пластовой корреляции уравнения составил 0,861. Среднеквадратическая погрешность ± 0,05.

Для залежей Башкирии и Татарии установлена следующая зависимость η водонефтяных зон от скорости фильтрации жидкости υ_ср (м/год), показатель эффективности вытеснения tg α, плотности сетки скважин S (га/скв), коэффициент песчанистости k _п  и проницаемости – k.

Коэффициент многопластовой корреляции – 0,922, среднеквадратическая погрешность ± 0,12%

Для оценки конечного коэффициента КИН залежей до начала их разработки предложено следующее уравнение с учетом следующих параметров:

Коэффициент многопластовой корреляции – 0,307, среднеквадратическая погрешность ± 0,05%

Существуют аналогичные модели для карбонатных коллекторов, для залежей разрабатываемых при РРГ и др.

Каждая из этих уравнений пригодно для использования лишь в определенных условиях.

Все статистические модели используют в сочетании с другими методами определения нефтеотдачи.