Прогноз основных показателей разработки (характеристики вытеснения)

Последнее сообщение
Kot_86 34 4
Дек 13

Здравствуйте.
Я студент. Для общего развития и для подготовки к курсовому проекту хочу спрогнозировать показатели месторождения на 5 лет. Вычисления произвожу в Excel. 
Насколько я понял, это (прогноз показателей месторождения на краткосрочный период) возможно осуществить с помощью характеристик вытеснения.
Хочу чтобы Вы подсказали мне, в правильном ли направлении я мыслю.
В чем суть вопроса:
Есть данные по месторождению (данные реальны; показатели с самого начала разработки (с 1976 года); данные даны за каждый месяц вплоть до октября 2013 года), а именно: добыча нефти, добыча воды, обводненность, накопленная добыча нефти, накопленная добыча воды. 
Возьмем одну характеристику вытеснения (при расчетах, само собой, буду брать несколько), например, И.И.Абызбаева ln(Qн(t))=a+b*ln(Qж(t)). Подставляем наши данные (в данном случае накопленную добычу нефти и накопленную добычу воды) для расчета логарифмов. Строим график зависимости ln(Qн(t)) от ln(Qж(t). Добавляем на график линию тренда (линейную) и уравнение для линии тренда. Получаем уравнение вида y=0,006*x+1,985 (к примеру). Т.е. коэффициенты a и b мы получили.
1) Что необходимо для получения прогноза?
Насколько я понял, необходимо с самого начала сделать прогноз для Qж: построить график Qж от t, добавить ту же самую линию тренда, получить уравнение вида  Qж=a+b*t. Подставляя необходимые t - получаем прогнозное значение для Qж.
Затем уже, когда есть прогноз для накопленной добычи жидкости и есть уравнение ln(Qn(t))=a+b*ln(Qж(t)) легко получаем прогноз для накопленной добычи нефти.
Это будет правильным решением?
2) Насчет линий тренда. Правильнее будет строить линию тренда с самого начала разработки или же с некоторого момента времени t, где эта для этой самой линии тренда точность аппроксимации будет близка к 1 (в том же Excel, построив график, можно построить линию тренда, отобразить уравнение этой линии и тут же отобразить коэффициент аппроксимации R^2)?

Каких-либо примеров/методических пособий для моей работы в интернете я не нашел. Просто хочу понять правильно ли я делаю. 
P.S. Понимаю, что на данном форуме решают куда уж более сложные задачи, но тем не менее прошу помочь в данном вопросе. Буду премного благодарен за любое разъяснение/критику и т.д. 

RomanK. 2143 10
Дек 13 #1

Для студенческой работы рекомендую задать режим постоянного Qж на прогноз. Логарифм от накопленной я рекомендую не использовать, учитывая долгую историю разработки в накопленной добыче настоящего времени будет сложно проследить динамику добычи нефти. А здесь еще и логарифм дополнительно смажет. Посмотри и выбери любую дифференциальную характеристику вытеснения, например обводненность от накопленной добычи нефти (низкая вязкость нефти до 2 сП), логарифм от обводненности от накопленной добычи нефти при средней вязкости и обводненность от логарифма накопленной добычи нефти для высокой вязкости или логарифм водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти. Дифференциальные характеристики требуют итеративного расчета, т.к. дебит нефти зависит от обводненности, а обводненность от накопленной добычи нефти. Но эксель легко справляется с итеративными вычислениями. Далее продолжай расчет до достижения 98% обводненности. Считай экономику и на защиту.

Antalik 1394 11
Дек 13 #2

Kot_86 - сделал тебе небольшую заготовку (файл ниже)
WCT vs RF и Q vs WCT - и другие данные взяты с потолка.

(для интерполяции используется Petroleum Office)

qforecast.xlsx

Kot_86 34 4
Дек 13 #3

Спасибо Вам всем огромное. Не думал что так оперативно ответят мне.
Сегодня уже нет возможности сесть за рассчеты. Завтра обязательно попробую.
Если опять возникнут вопросы - вернусь к Вам.
Еще раз спасибо

Kot_86 34 4
Дек 13 #4

Снова здравствуйте.
Возникли вопросы по поводу Petroleum Office. Так как никогда не имел возможности поработать в даной программе, при открытии файла, прикрепленного выше, сразу же возник вопрос по поводу обозначений.
Q liquad - суточная добыча жидкости
Q oil - суточная добыча нефти
WCT обводненность
Q prod - добыча нефти за год
Cum Q - накопленная добыча нефти
RF -отбор извлекаемых запасов
STOIP -начальные извлекаемые запасы
Я все правильно понял?
Далее...Не могли бы Вы объяснить мне данные графики (их суть). Просто пока что я не совсем понимаю для чего они.

AlNikS 857 10
Дек 13 #5

Еще один момент, при использовании характеристик вытеснения логично брать не весь период разработки с бородатого года, а некоторый период, предшествующий прогнозному с относительно стабильной системой разработки (нет переформирования системы заводнения, нет активного доразбуривания).

Kot_86 34 4
Дек 13 #6

Т.е. я правильно делал, когда строил линию тренда для прогноза показателя с некоторого момента временит t и получал точность аппроксимации близкую к 1.
С этим вроде бы более менее стало понятно.
Теперь хочу разобраться в Petroleum Office и сделать прогноз как по диф.характеристике вытеснения, так и с помощью того метода, который дал мне Antalik

Antalik 1394 11
Дек 13 #7

Kot_86 - все верно по обозначениям.

RomanK пишет:

Дифференциальные характеристики требуют итеративного расчета, т.к. дебит нефти зависит от обводненности, а обводненность от накопленной добычи нефти. Но эксель легко справляется с итеративными вычислениями.

Вот это и сделалано. Графики это просто зависимости одного показателя от другого, заданные как таблица значений которые используются для интерполяции. Я их просто вбил "по памяти". 

Наложите свои исторические данные WCT vs RF на этот график - и свой тренд проведите .

С Qж от WCT мне кажется я намудрил, можно наверное в первом приближении оставить постоянным.

Kot_86 34 4
Дек 13 #8

Спасибо Вам большое. Вроде бы все понял.

Aleksander 232 6
Дек 13 #9

еще нужно помнить что для нормального расчета прогнозный период не должен превышать половину периода истории разработки, который вы взяли за основу для прогнозирования. тоесть если вы берете последние 10 лет истории то прогноз делайте на 5 лет.

Гоша 1116 11
Дек 13 #10

alex_stan пишет:
еще нужно помнить что для нормального расчета прогнозный период не должен превышать половину периода истории разработки, который вы взяли за основу для прогнозирования. тоесть если вы берете последние 10 лет истории то прогноз делайте на 5 лет.

Иногда и половина - может быть многовато. Но это уже субъективный выбор по ситуации.
Если прогноз будет интервальным, то во времени интервал "от до" будет расширяться, тогда, для принятия решения, нужно задаться максимально допустимым отклонением в % от базового прогноза => получаем предел прогнозирования во времени.

Ну и при отсутствии других более резонных доводов сделать что-то вроде "blind test": выбирая из нескольких характеристик,  как посоветовали выше, для подгонки тренда взять "относительно стабильный" участок, начиная с момента t1, и заканчивая моментом t2, а потом сделать тестовый прогноз от t3 до t4, и взять ту характеристику, которая лучше сойдется с тестовым периодом истории.

Kot_86 34 4
Дек 13 #11

Здравствуйте. Только сегодня дошли руки до компьютера. Решил снова сесть за расчеты и...опять завис.
Снова возникло несколько вопросов:
1) Было предложено задать режим постоянного Qж на прогноз. Т.е. постоянная добыча жидкости в год, я правильно понял? Использовать это для всех характеристик вытеснения?
2) Дифференциальные характеристики вытеснения. Нигде не смог найти какой-нибудь перечень диф.характеристик. Не могли бы Вы помочь?
P.S. По поводу Petroleum Office: скачал, установил. При попытке что-либо поменять/посчитать Excel вылетел. На этом, пока что, мое знакомство с этим дополнением закончилось :)

Aleksander 232 6
Дек 13 #12

Kot_86 пишет:
Здравствуйте. Только сегодня дошли руки до компьютера. Решил снова сесть за расчеты и...опять завис. Снова возникло несколько вопросов: 1) Было предложено задать режим постоянного Qж на прогноз. Т.е. постоянная добыча жидкости в год, я правильно понял? Использовать это для всех характеристик вытеснения? 2) Дифференциальные характеристики вытеснения. Нигде не смог найти какой-нибудь перечень диф.характеристик. Не могли бы Вы помочь? P.S. По поводу Petroleum Office: скачал, установил. При попытке что-либо поменять/посчитать Excel вылетел. На этом, пока что, мое знакомство с этим дополнением закончилось :)

1) да
2) на самом деле любая характеристика вытеснения в явном или неявном виде может быть представлена в интегральной или дифференциальной форме. А на практике при создании моделей для расчетов большее предпочтение отдается интегральным кривым, поскольку они менее подвержены влиянию изменений системы разработки.
 

Kot_86 34 4
Дек 13 #13

И снова вопросы (я еще только учусь, многого не понимаю(но стараюсь исправиться), поэтому сразу же прошу прощения за, может быть, глупые вопросы):
1) Допустим Qж за год взял постоянной. Но есть характеристики вытеснения, где используются либо сразу 3 параметра (А.В.Давыдов), либо не фигурирует Qж совсем (М.И.Максимов). В обоих случаях прогноз по накопленной добыче жидкости я могу сделать (т.к. Qж за год - константа), но не могу спрогнозировать Qв и Qн. Qн зависит от Qж и Qв, а Qв от обводненности. Как быть?
2) Используя несколько характеристик получил разные показатели. В конечном итоге взять среднее по ним?

Aleksander 232 6
Дек 13 #14

1) если кратко  теорию то смотри по существующей классификации характеристики вытеснения разделяются на кривые обводнения и падения. Многочисленные кривые обводнения это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин (участка) в зависимости от накопленной добычи жидкости. Эти методы не могут быть использованы в период добычи безводной нефти.
Кривые падения добычи характеризуют зависимости текущего отбора нефти от фактора времени, а также зависимости между текущими и накопленными отборами нефти. Эти характеристики также предназначены для оценки эффективности технологии повышения нефтеотдачи пластов и технологии интенсификации добычи нефти за определенный период падения добычи во времени. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени.
Широко известные методы характеристик вытеснения подразделяются на двух и трех параметрические. Название метода соответствует числу неизвестных параметров, требуемых для его реализации. Для реализации двухпараметрических методов достаточной является либо интегральная, либо дифференциальная форма. Для реализации трехпараметрических методов необходимо построение и интегральных и дифференциальных характеристик.
по-моему все понятно.
2) бери ту по которой коеф. кореляции ближе к 1,000. 

Kot_86 34 4
Дек 13 #15

Вроде бы ситуация снова разъяснилась.
Спасибо Вам огромное!
Завтра снова приступлю к работе.

Kot_86 34 4
Дек 13 #16

Еще один небольшой вопрос: где можно посмотреть все известные характеристики вытеснения? Как интегральные, так и дифференциальные.
P.S. При расчетах использовал методическое пособие Жданова. Там много характеристик, но нигде не даны обозначения используемые в формулах.
P.S.S. Искал и на этом форуме. Нашел только ссылку на РД в котором их около 14. 

Kot_86 34 4
Дек 13 #17

И еще: посчитал по 7 характеристикам.
Но хочу взять еще несколько, допустим, Назаров-Сипачев Qж/Qн=a+ b*Qв. Прогноз по Qж есть. Коэффицинты a и b тоже есть. Как теперь связать это и посчитать Qн и Qв не пойму...
Тоже самое с характеристиками вытеснения Французского нефтяного института (Qв/Qн=a+b*Qн где прогноз Qж, получается, не дает ничего), Говорова-Рябинина и т.д.
И еще вопрос: почему собственно можно для расчетов задавать постоянный Qж на прогноз? Т.е. это просто можно теоретически предположить? Какого-нибудь обоснования этому нет?

Aleksander 232 6
Дек 13 #18

почему же, есть. В случае механизированой добычи нефти например  с помощью ЕЦН. У каждого ЕЦН есть своя характеристика - номинальный дебит или производительность (м3/сут). отсюда и Qж=const

Kot_86 34 4
Дек 13 #19

Про это и забыл вовсе. Спасибо!
Осталось с характеристиками разобраться.

Milanisto 61 7
Янв 14 #20

Помню в студенчестве тоже курсач считал по хар. выт, правда в MathCad. Там вот в чем загвоздка была: прогноз выходил очень не точный, за счет не последовательных показателей разработки. Оказалось, что в то время по старой геологической модели это был единый объект, а сейчас по данным бурения модель уточнили и разбили на 3 (!) блока. Так-то бывает.   

FullChaos 876 10
Янв 14 #21

Ещё небольшой совет: откатитесь во времени на несколько лет и на конец того периода считайте характеристики. Тем самым, с учетом последующей истории Вы сможете проверить корректность ваших вычислений.

Мамонт 251 10
Янв 14 #22

Если есть хорошая история разработки, то я бы посоветовал использовать зависимость между водонефтяным фактором и накопленной добычей нефти.  Открываете Excel, и
1. Составляете таблицу с колонками добычи нефти и воды за периоды (желательно по месяцам).
2. По значениям добычи нефти и воды по месяцам строится график, вертикальная ось которого, имеет логарифмический масштаб. На вертикальную ось откладываются значения водонефтяного фактора,  добычи нефти и жидкости за период, а на   горизонтальной оси значения накопленной добычи нефти. 
  3. На графике кривой водонефтяного фактора определяется стабильный, прямолинейный участок по которому определяется зависимость водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти (Excel сам находит формулу):
WOR =a*EXP(b* Npt)                       
Где:
WOR– водонефтяной фактор;
а,b -  коэффициенты логарифмической зависимости;
 Npt–  накопленная добыча нефти на момент определения водонефтяного фактора.
4. По  зависимости между водонефтяным фактором и накопленной добычей нефти определяется прогнозная добыча нефти.  При достижении водонефтяного фактора значения 50, что соответствует 98% обводнения,  накопленная добыча будет соответствовать извлекаемым запасам. Эти запасы должны быть близки к утвержденным извлекаемым запасам. Если они сильно расходятся с утвержденными извлекаемыми запасами, то надо пересчитывать запасы или пересматривать систему разработки.
5. Далее необходимо найти логарифмическую зависимость между значением водонефтяного фактора и значением извлекаемых запасов   по  прямой линии. Координаты начальной точкой этой линии будут соответствовать последним фактическим значениям водонефтяного фактора и накопленной добычи, а  координаты конечной точки будут соответствовать значениям водонефтяного фактора  50 и конечным извлекаемым запасам нефти (утвержденным или оценочным).
6. По этой зависимости определяются коэффициенты логарифмической зависимости  водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти а и b и рассчитываются прогнозные значения водонефтяного фактора:  
WOR =a*EXP(b* Npt).                       
7. Зная прогнозные значения водонефтяного фактора,  рассчитывается базовая добыча нефти и воды прогнозного периода.
8. При изменении добычи жидкости (увеличение за счет мероприятий, уменьшение за счет остановки обводненных скважин),  прогнозная добыча нефти будет определяться по прогнозному значению  ВНФ.  
Взял из  журнала «Вестник ЦКР» № 3 2013 год.

RomanK. 2143 10
Янв 14 #23

Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти.
С радостью представляю теоретические линии для разных соотношений подвижности. Я бы не рекомендовал для маловязких нефтей использовать эту характеристику вытеснения. Также не рекомендую использовать для определения запасов при 100% обводнения.

М = 1.0 (легкая нефть)

М = 10.0 (средние вязкости)

M = 100 (высокая вязкость нефти)

И вот случай моего месторождения, в котором после 90% обводнения происходит "резкое снижение запасов нефти" или как там пишут анализаторы. В этом случае хорошая, надежная линия от 20% до 80% обводненности, далее не имеет смысла продлять.

mishgan 130 11
Янв 14 #24

RomanK. пишет:
Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти.
С радостью представляю теоретические линии для разных соотношений подвижности. Я бы не рекомендовал для маловязких нефтей использовать эту характеристику вытеснения. Также не рекомендую использовать для определения запасов при 100% обводнения.

Ты имеешь ввиду, что по  LN(ВНФ) от Qнефти не стоит определять запасы при 100% обводненности?)) так по ней запасы при 100% обводненности радостно уходят в бесконечность. Народ отсекает по 50 (типа 98% обводненности), но то, что она будет прямой именно до 98% обводненности это как раз и нифига не очевидно... Но народ упорно завышает запасы)) В абсолюте как бы не очень намного, но если сравнивать остаточные извлекаемые запасы для обводненности процентов в 70-80, то ошибка в остаточных извлекаемых может и в 2 раза быть...

RomanK. 2143 10
Янв 14 #25

Привет, товарищ! Под отсечкой 50, ты видимо имеешь в виду LN(49)=3.892, на графиках моих это оранжевая, пунктирная линия. Под 100% я действительно пролетел, там 99.99%. Вероятную ошибку видно на последнем графике.
Если продлять с обводненности 80% до оранжевой черты - это примерно 14 тыс.тонн, хотя действительно будет чуть меньше 12 тыс.тонн. Чаще ведь по характеру кривой судят об "изменениях в разработке или проведенных мероприятиях".

Я хочу отметить задирание "хвоста" вверх (фиктивное сокращение запасов) для легких нефтей
 

Мамонт 251 10
Янв 14 #26

Интересные графики.   
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком  (70-80%) обводнении?  Логика (я бы сказал, искусство) в другом  – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики.  Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100).  Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается  запасов при 100%  обводнения.  Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция,  которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки.  Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам  (но это не значит, что нет других приемов).  Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора. 

 
 
 
 
 

 

 

mishgan 130 11
Янв 14 #27

Мамонт пишет:
 
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком  (70-80%) обводнении? 
...
Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
 

я тоже поначалу не заметил, что это не log шкала, а реально взятый логарифм от ВНФ)

RomanK. 2143 10
Янв 14 #28

Мамонт пишет:
Интересные графики.   
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком  (70-80%) обводнении?  Логика (я бы сказал, искусство) в другом  – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики.  Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100).  Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается  запасов при 100%  обводнения.  Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция,  которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки.  Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам  (но это не значит, что нет других приемов).  Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора. 
 

Я вас немного разочарую, запасы во всех графиках одинаковые = 12 тыс.тонн, не все варианты я дотянул до 99% обводненности, но могу и сделать (я иллюстрировал несколько другое, и для илююстрации это полная картина). Так что как не продляй, больше 12 тыс.тонн физически добыть невозможно. Просто как день - нет нефти. Поэтому что-то продлять и изобретать запасов-которых-нет не стоит. Мишген верно говорит, все эти графики будут асимптотически приблежаться к цифре 12, но никогда не пересекать её.

Почему LN(ВНФ) не линия? А почему она должна быть линией? Я показал синтетические кривые, из которых ясно видно какие интервалы можно принимать линейными, а какие нет.

Про базовые значения ВНФ вы уже пробовали описать - действительно понять очень сложно что вы имеете в виду.

А ваше предложение по прогнозированию показателей разработки и вопрос как это делать.
Ну как бы за окном 2014 год, всё уже придумано до нас. Собственно мои иллюстрации и есть отголоски уже реализованого, опробванного и успешно забытого аналитического прогнозирования.

mishgan 130 11
Янв 14 #29

Рома, я чуток про другое говорил. Прогнозирование по прямой Ln(ВНФ) =a + b*Qн  не очень физично, потому как при 100% обводненности  Ln(ВНФ) устремляется в бесконечность, что приводит к неопределенности в извлекаемых запасах в принципе. Вводятся искуственные ограничения по Ln(ВНФ), типа Ln(49), но, как правило, это все приводит к завышению запасов, что ты и показываешь (14 по прогнозу против 12 по "факту"). А если мы и пользуемся такими характеристиками, то, как правило, находимся на этапе с приличной обводненностью. Например, находясь в точке с обводненностью 75% ( Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) и имея остаточные извлекаемые запасы запасы (12-9=3  т.т), прогноз по линейной зависимости покажет остаточные запасы 14-9=5 т.т. Нефиговая такая ошибка...

DimA1234 247 10
Янв 14 #30

Пользую логарифм ВНФ от накопленной нефти, и накопленная нефть от накопленной жидкости.

Если Vн от Vж можно описать логарифмом (получается Сазонов), то считаю НИЗ по формуле. Если нельзя - считаю руками в экселе.
 

RomanK. 2143 10
Янв 14 #31

mishgan пишет:
Рома, я чуток про другое говорил. Прогнозирование по прямой Ln(ВНФ) =a + b*Qн  не очень физично, потому как при 100% обводненности  Ln(ВНФ) устремляется в бесконечность, что приводит к неопределенности в извлекаемых запасах в принципе. Вводятся искуственные ограничения по Ln(ВНФ), типа Ln(49), но, как правило, это все приводит к завышению запасов, что ты и показываешь (14 по прогнозу против 12 по "факту"). А если мы и пользуемся такими характеристиками, то, как правило, находимся на этапе с приличной обводненностью. Например, находясь в точке с обводненностью 75% ( Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) и имея остаточные извлекаемые запасы запасы (12-9=3  т.т), прогноз по линейной зависимости покажет остаточные запасы 14-9=5 т.т. Нефиговая такая ошибка...

Я понял. Действительно, если оценивать "остаточные запасы" при высокой обводненности, этот проклятый хвост может неконтролируемо (кратно, почему бы и нет?) увеличить запасы. Хорошее замечание.

mishgan 130 11
Янв 14 #32

Мамонт пишет:

В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки.  Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам  (но это не значит, что нет других приемов).  
 

Вы упорно утверждаете, что там должна быть линия... Причем, как минимум до Ln(49).  Ну а дальше спрогнозировать дело техники...
Занимаясь прогнозированием добычи я тоже видел много месторождений с линейным поведением Ln(ВНФ) от Qн.  И это нисколько не противоречит тому, что реальная характеристика загибается кверху. Это очень легко объяснить. Упрощенно, общая добыча складывается из добычи по "базовым скважинам" (без ГТМ), суммарная характеристика которых ведет себя как описал Роман + добыча от ГТМ (в основном имеется ввиду ГТМ с приростом запасов), которая постоянно не дает этой характеристики загнуться вверх, т.е поддерживает ее "прямолинейность".
Отсюда и кажется, что месторождение и дальше будет следовать этой прямой линии. Но это ошибочно в связи с тем, что в определенный момент кончатся ГТМ с приростом запасов и характеристика таки загнется кверху. Поэтому и прогноз нужно вести отдельно для добычи от базы + и отдельно  для добычи от ГТМ. А просто накладывать прямую на характеристику вытеснения это сродни лотерее 

 

Мамонт 251 10
Янв 14 #33

RomanK. пишет:
Мамонт пишет:
Интересные графики.   
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком  (70-80%) обводнении?  Логика (я бы сказал, искусство) в другом  – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики.  Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100).  Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается  запасов при 100%  обводнения.  Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция,  которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки.  Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам  (но это не значит, что нет других приемов).  Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора. 
 

Я вас немного разочарую, запасы во всех графиках одинаковые = 12 тыс.тонн, не все варианты я дотянул до 99% обводненности, но могу и сделать (я иллюстрировал несколько другое, и для илююстрации это полная картина). Так что как не продляй, больше 12 тыс.тонн физически добыть невозможно. Просто как день - нет нефти. Поэтому что-то продлять и изобретать запасов-которых-нет не стоит. Мишген верно говорит, все эти графики будут асимптотически приблежаться к цифре 12, но никогда не пересекать её.

Почему LN(ВНФ) не линия? А почему она должна быть линией? Я показал синтетические кривые, из которых ясно видно какие интервалы можно принимать линейными, а какие нет.

Про базовые значения ВНФ вы уже пробовали описать - действительно понять очень сложно что вы имеете в виду.

А ваше предложение по прогнозированию показателей разработки и вопрос как это делать.
Ну как бы за окном 2014 год, всё уже придумано до нас. Собственно мои иллюстрации и есть отголоски уже реализованого, опробванного и успешно забытого аналитического прогнозирования.


Мы говорим о разных овощах.  Спасибо Мишген . Ваша фраза «Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти.  Вы получите что-то ужасное  или достаточно прямую линию (в зависимости от качества поступающей информации).  Найдите стабильный участок на этой линии и формулу этой линии. Впрочем, все это я писал выше.Как вставить график?
 

RomanK. 2143 10
Янв 14 #34

Мишген, сразу видно опытного человека. Совершенно согласен с тобой.
Приведенные мной иллюстрации показывают характеристику вытеснения для одного, замкнутого элемента (участка разработки). В реальности итоговая характеристика вытеснения это сумма характеристик вытеснения, если например разложить итоговую ХВ, на составные части можно увидеть компоненты.
Например, я анализировал бурение по годам и итоговая характеристика вытеснения в логмасштабе была линейная, что приводила к итогу будто бурение не увеличило извлекаемые запасы. Далее, разделив бурение по годам, т.е. проведя декомпозицию отчетливо видно, что линия в логарифме это следствие ввода новых запасов. В год завершения бурения линия перестала существовать, что трактуется как "всё пропало".
Хотя это не так.

Мамонт 251 10
Янв 14 #35

mishgan пишет:
Мамонт пишет:

В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки.  Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам  (но это не значит, что нет других приемов).  
 

Вы упорно утверждаете, что там должна быть линия... Причем, как минимум до Ln(49).  Ну а дальше спрогнозировать дело техники...
Занимаясь прогнозированием добычи я тоже видел много месторождений с линейным поведением Ln(ВНФ) от Qн.  И это нисколько не противоречит тому, что реальная характеристика загибается кверху. Это очень легко объяснить. Упрощенно, общая добыча складывается из добычи по "базовым скважинам" (без ГТМ), суммарная характеристика которых ведет себя как описал Роман + добыча от ГТМ (в основном имеется ввиду ГТМ с приростом запасов), которая постоянно не дает этой характеристики загнуться вверх, т.е поддерживает ее "прямолинейность".
Отсюда и кажется, что месторождение и дальше будет следовать этой прямой линии. Но это ошибочно в связи с тем, что в определенный момент кончатся ГТМ с приростом запасов и характеристика таки загнется кверху. Поэтому и прогноз нужно вести отдельно для добычи от базы + и отдельно  для добычи от ГТМ. А просто накладывать прямую на характеристику вытеснения это сродни лотерее 

 


ГТМ тут не причём.  Зная базовый ВНФ легко можно определить добычу нефти при том или ином объеме жидкости.  ГТМ – это дополнительный объем жидкости (и не факт, что потраченные деньги на ГТМ пошли в пользу).

RomanK. 2143 10
Янв 14 #36

Мамонт пишет:
 «Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти.
 

Подскажите в каком году и какой ВУЗ вы заканчивали?

Мамонт 251 10
Янв 14 #37

Ну, на этом, пожалуй, и прервемся.  Уж очень красивые графики, не поспоришь.   У меня такие не получаются, даже при достижении обводненности в 95%. Согласимся с таким спецом, что при достижении обводнения 70% месторождение закрываем.

RomanK. 2143 10
Янв 14 #38

Почему вы к себе на Вы и почему месторождение закрываем?
Такого никто не говорил, это ваша фантазия.

DimA1234 247 10
Янв 14 #39

Я понял Мамонта вот так (картинка).

На мой взгляд, толково - использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Блин, как картинки вставлять?

RomanK. 2143 10
Янв 14 #40

DimA1234 пишет:
На мой взгляд, толково - использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Собственно, так оно уже как столетие и используется :)
И есть ещё одно замечание, использование характеристик вытеснения предполагает 100% компенсацию. Это многие успешно забыли. Например, можно перестать нагнетать воду и начать снижать обводненность - это вызовет фиктивный рост запасов, тогда как нефть будет отбираться за счет упругого запаса. В этом кроется секрет эффективности циклического заводнения, когда при всей эффективности, длительные тренды могут показывать ноль-эффект.

mishgan 130 11
Янв 14 #41

Мамонт пишет:
 
Мы говорим о разных овощах.  Спасибо Мишген . Ваша фраза «Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти.  

Вы шутите или серьезно? построение ВНФ в Log масштабе или или построение в линейном масштабе величины Ln(ВНФ) это одно и то же, кому как удобней... 

Мамонт пишет:
 
 ГТМ – это дополнительный объем жидкости (и не факт, что потраченные деньги на ГТМ пошли в пользу)

уважая ваш возраст и опыт, позволю себе прокомментировать, что ГТМ в современном мире нефтянки это не только мероприятия по интенсификации, которые вы описываете. То, о чем повествовалось выше, относилось к тем ГТМ, которые приращивают запасы. Т.е в основном бурение и ЗБС. Они как раз и спрямляют характеристику. Как только мы перестанем приращивать запасы ( вводить скважины с более низкой обводненностью) о линейности придется забыть. Я не знаю как еще более понятней донести эту простую мысль.
А вот, что вы говорите.
У нас есть месторождение, добыча в динамике состоит из 1) базовой добычи вместе с ГТМ по интенсификации + 2) добычи от ввода новых скважин и ЗБС (ГТМ с приростом запасов). Построив по нему ХВ вы видите линейный участок и, вуаля, прогнозируете по нему добычу вперед по каким либо заданным отборам жидкости. Допустим. Но вы замечаете, что эту добычу вы обзываете БАЗОВОЙ?! Т.е. вы считаете, что этот тренд базовый, а такие ГТМ, как бурение и ЗБС, будут только добавлять запасов свыше этого тренда? Если так, то извините, мне с вами не по пути :) 

Aleksander 232 6
Янв 14 #42

DimA1234 пишет:
Я понял Мамонта вот так (картинка).

На мой взгляд, толково - использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Блин, как картинки вставлять?

да такие картинки как раз для промысловых геологов згодятся ))

AlNikS 857 10
Янв 14 #43

RomanK. пишет:

Например, я анализировал бурение по годам и итоговая характеристика вытеснения в логмасштабе была линейная, что приводила к итогу будто бурение не увеличило извлекаемые запасы. Далее, разделив бурение по годам, т.е. проведя декомпозицию отчетливо видно, что линия в логарифме это следствие ввода новых запасов. В год завершения бурения линия перестала существовать, что трактуется как "всё пропало".

Если честно, по-моему анализировать БУРЕНИЕ с помощью характеристик вытеснения - это какой-то бред... Если только вы не собираетесь разрабатывать месторождение, равномерно разбуривая по N штук скважин в год на всём протяжении срока разработки.

AlNikS 857 10
Янв 14 #44

RomanK. пишет:
И есть ещё одно замечание, использование характеристик вытеснения предполагает 100% компенсацию

Вроде как, предполагает постоянную компенсацию, а не обязательно 100%.

Мамонт 251 10
Янв 14 #45

Был невнимателен и дал повод позлорадствовать умникам. Сам виноват.
DimA1234, Вы совершенно правы. Только фразу «Все хорошо, выходим на НИЗ при меньшей обводненности»  я бы заменил фразой «Все хорошо, вовлекаем в разработку неучтенные запасы и увеличиваем нефтеотдачу (НИЗ)». Другими словами, запасы были занижены.
До RomanK и mishgan не доходит. Тем не менее RomanK. произносит умную фразу «Собственно, так оно уже как столетие и используется». Может быть на Западе да, у нас до сих пор не везде  это применяется.
Представленный RomanK график надо бы разбить на две части – история и прогноз.
RomanK, покажите на графике формулу зависимости между ВНФ и накопленной добычей нефти по прямолинейному участку истории.  По этой формуле  найдите значение ВНФ на следующий, после фактического, период при любом (реальном) объеме жидкости. Это значение будет базовым значением ВНФ. Другими словами, определите какую скважину из двух надо ремонтировать, ту, которая после ремонта даст 300 м3 воды и 20 т. нефти, или ту, которая после ремонта даст 80 м3 воды и 10 т нефти. Я пока не знаю. Потому что не знаю   базового значения  ВНФ.  Когда будете знать базовое значение ВНФ, будете ремонтировать ту скважину, значение ВНФ которой ближе к базовому значению ВНФ.
Mishgan, я вообще не говорю про базовую добычу. Я говорю про базовое значение ВНФ. Вы назвали слово «интенсификация». Что такое интенсификация? Не подумайте, что я не знаю. Я хочу знать, знаете это Вы или нет? Чем отличается интенсификация от оптимизации?
RomanK, что касается компенсации или нагнетания воды. Все, что я тут писал относится к условиям сохранения материального баланса.  Не факт, что если перестать нагнетать воду и начать снижать обводненность - это вызовет фиктивный рост запасов. С уменьшение пластового давления упадут дебиты скважин, и направление линии в целом  не изменится. Коэффициент охвата вытеснением будет низок,  и вряд ли это приведет к  росту запасов (даже фиктивному). Так рассуждать – значит быть не в теме.

RomanK. 2143 10
Янв 14 #46

Мамонт, вы извините меня за дерзкий тон, что касается алгебры бываю не сдержан. По поводу "быть не в теме" я же могу разложить свой ответ по полкам и вообще могу ответить за каждое свое сказаное слово и представленный график, признать техническую или теоретическую ошибку. Такого пока не представлено в теме. Я постараюсь еще раз перечитать, что вы пишете сейчас и что писали ранее - помните я пытался разобратся в прошлый раз? Когда то и это время придет. И не такой я умник, обычный лукойловский инженер. Про характеристики вытеснения обычно не знают западно-сибирские. Это есть в наших, отечественных книгах. С примерами месторождений.

Lyric 278 11
Янв 14 #47

В варианте Романа ничего ремонтировать не надо, это модельные данные.
Величина НИЗ задана руками и известна абсолютно точно. 
Зы.  Судя по чату тут всего одна добывающая скважина так? Такие же кривые можно по баклею построить и без модельки

RomanK. 2143 10
Янв 14 #48

Wasteland Rat пишет:

Если честно, по-моему анализировать БУРЕНИЕ с помощью характеристик вытеснения - это какой-то бред... Если только вы не собираетесь разрабатывать месторождение, равномерно разбуривая по N штук скважин в год на всём протяжении срока разработки.

Крыс, что именно бредово? Задача ввода новых скважин это увеличение потенциальных запасов, хотите назовите КИН. Мне например как собственнику виртуальному, было бы интересно видеть как кратное увеличение фонда повлияло на запасы - был ли существенный прирост или как трубочки в одно ведро, без прироста. Бабки годами меряют, поэтому логично и скважины годами вести. Если вы считали восьмерку - пункт добыча из новых скважин, так это просто вести новые скважины и дальше по годам. Можно даже заметить, как новые скважины словно золушки в ночь с 31 декабря на 1 января терют свой "достигнутый и перевыполненный дебит по нефти", за который уже начислена премия.

AlNikS 857 10
Янв 14 #49

RomanK. пишет:

Крыс, что именно бредово?

По результатам бурения рисовать какие-то тренды в будущее по характеристикам и оценивать какие-то новые запасы или КИН. Единственное что тут можно посмотреть - как средняя обводненность изменилась после бурения, сразу по обводненности, в общем-то, понятно, удачная скважина или нет. Чтобы что-то понять про запасы и КИН, нужно анализировать "сетку до бурения" и "сетку после бурения", выкинув период самого бурения.

Мамонт 251 10
Янв 14 #50

Забыл написать о секрете  эффективности циклической закачки, о котором говорит RomanK.  Так вот, RomanK, ответственно Вам заявляю, что секрет эффективности циклической закачки состоит не в уменьшении объемов закачки, а в сохранении объемов закачки, а точнее в сохранении материального баланса. Если вы уменьшаете объемы закачки в одном месте залежи, то в другом месте вы должны увеличить точно такой же объем закачки или уменьшить добычу жидкости на соответствующий объем.  Секрет (хотя это совсем не секрет) эффективности  циклической закачки состоит в изменении направлений фильтрационных потоков, за счет чего увеличивается коэффициент охвата, что, соответственно, ведет к увеличению КИН (или извлекаемых запасов).
Mishgan, также ответственно Вам заявляю, что никакие ГТМ не приращивают запасы. Запасы углеводородов были сделаны  нашей матушкой Землей и большое спасибо ей за это. А считают запасы люди, потом пересчитывают и, делают прирост запасов, а потом снова пересчитывают и, опять делают прирост запасов. Бывает и наоборот. Это зависит от того кто как учился.  А скважины, в которых сделаны те или иные ГТМ эти запасы извлекают.  И у каждой скважине (ГТМ) есть свой потенциал, больше которого она дать не может.  Люди, подсчитав запасы и оценив КИН расставляют (проектируют) скважины на залежи, бурят и вводят их в эксплуатацию.  Одни скважины вводят с целью отбора жидкости, другие с целью компенсации отбора жидкости. 
И вот, если подсчет запасов и КИН подсчитаны правильно, система разработки составлена грамотно, скважины (и залежь в целом) на всех стадиях разработки эксплуатируются   в соответствии с их потенциалом и сохранением материального баланса, то в конечном итоге из залежи будут отобраны все подсчитанные извлекаемые запасы при достижении обводненности 98% или значении ВНФ =50.  Разработка в этом случае будет идти по прямой зависимости между ВНФ и накопленной добычей, координаты последней точки которой будут иметь значения 50:НИЗ.
Такого, как правило, не бывает. Бывает когда скважины или не до отбирают или пере отбирают запасы (не путать с потенциалом скважины).  Когда скважины не до отбирают запасы, прямая графика более вертикальная и надо проводить работы по оптимизации разработки, т.е. направить прямую графика к конечной точке с координатами 50: НИЗ. Если скважины пере отбирают запасы, то прямая графика более горизонтальная.  Это значит, что скважины извлекут больше чем предусмотрено проектом.  Делаем вывод, что   запасы подсчитаны заниженными, а грамотная разработка скважин (с их всевозможными ГТМ) привела к увеличению нефтеотдачи.    Бывает и так, когда разработка идет   по прямой  у которой  координаты последней точки 50: НИЗ, но срок разработки очень длинный.  Определенными ГТМ срок разработки можно сократить, оставаясь на этой линии. Такие ГТМ приведут к интенсификации разработки.  Чтобы определить в каком  из трех случаях будет находиться залежь в прогнозном периоде, необходимо знать базовое значение ВНФ.  
RomanK, чтобы заметить, как новые скважины словно золушки в ночь с 31 декабря на 1 января терют свой "достигнутый и перевыполненный дебит по нефти", за который уже начислена премия (кстати, не только новые), надо ежесуточно вести сводку добычи, сдачи и наличия нефти в парке и закачки подтоварной воды, а не отдавать все на откуп подготовщикам.  И эту сводку сбивать с ежемесячной геологической отчетностью.

Страницы

Go to top