Прогноз основных показателей разработки (характеристики вытеснения)

Последнее сообщение
Kot_86 35 7
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. 2163 13
Янв 14 #51

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

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

Вообще, это и есть то, о чем я предостерегаю. Исходная синия линия это нормальная, естественна ситуация, поэтому решение "что-то начинать идти не так, нужно принимать меры" ошибочное и вполне убыточное, если вы принимаете меры (ГТМ как известно нефть не гененрируют).

Про декомозицию.
Подготовил рисуночек, можно проследить как меняется характеристика вытеснения за счет ввода скважин по годам (здесь ввод это не совсем новое бурение). Целью этого графика было выяснить, действительно ли новые скважины увеличивают КИН или мы бурим впустую. Изначально, если провести огибающую линию по нижним точкам, создается впечатление, что зависимость LN(ВНФ) от Qнак и так линейна, следовательно бурение не увеличивает новых запасов, хотя районы разбуриваются новые.
Теперь, разложив на компоненты, можно оценить деятельность предприятия по годам и даже дать цифру отражающую эту деятельность либо "потенциальный прирост запасов", либо фактическую дельту между накопленными каждого года.

Те кто занимается подобным, оценит прикольность идеи.

 

RomanK. 2163 13
Янв 14 #52

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

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

При 30% компенсации падение давления не может продолжаться дольше упругого запаса, также как рост давления. Идиологически правильно, конечно же, каждый месяц (или год) точку на характеристике вытеснения подвергать корректировку на изменение пластового давления (здесь конечно целый ворох условностей), однако же "современные" инженеры забыли это маленькое требование (в книге "Анализ разработки" от 1962 года, это замечание присутствует). Поэтому, мероприятия или группа мероприятий нацеленных на изменение пластового давления (а циклика это самое-то) обязана учитывать изменение в балансе упругого запаса - но кто помнит то?

mishgan 130 13
Янв 14 #53

Мамонт пишет:
               
7. Зная прогнозные значения водонефтяного фактора,  рассчитывается базовая добыча нефти и воды прогнозного периода.

Мамонт пишет:
               
Mishgan, я вообще не говорю про базовую добычу. 

Мамонт пишет:
               
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. 

Вы определитесь о чем пишете. Речь в теме идет о прогнозировании добычи, используя ХВ. Причем тут ремонт скважин? 

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 

Так и давайте вернемся к обсуждению прогноза показателей разработки. Я вам рекомендую прочесть то, что написано выше по этой теме. 

Мамонт пишет:
    
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.

Наконец вы вернулись к теме! Как пользоваться характеристиками вытеснения классическом их варианте для прогнозирования добыче выше в этой теме, да и в других в целом описано. Этому вообще-то в институте учат. И сакральных знаний я в этом особенно не вижу. На вопрос топикстатера ответ дан. Все это понимают.
То, о чем Роман и я вам говорю, а Роман еще и графиками сопровождает (дай Бог ему терпения), это про другое. Мы ведем речь вот о чем: а с чего это вы взяли, что при всех значениях ВНФ (интересуют ВНФ больше 1-2 и до 50) нормальная (правильная) разработка будет сопровождаться прямой в координатах Ln(ВНФ)=a+b*Qн. Особенно с невысокими вязкостями  нефти. Да, сам метод характеристик вытеснения подразумевает лианеризацию. Но откуда такая уверенность, что прямая это норма?! Этому есть математическое обоснование? Если есть – приведите.  И так, и сяк, и математически, и на пальцах мы  пытаемся донести мысль, что прямая это не всегда норма. И что норма при высоких значениях обводненности и при невысокой вязкости это загиб кверху этой характеристики. Вы упорно пишите, что:

Мамонт пишет:
               
До RomanK и mishgan не доходит. 

Что же такого гениального и сложного до нас не доходит? Что прямую надо провести?
У меня в институте был преподаватель, Иван Игнатьевич (кто знает, тот поймет :)). Очень вы мне его напоминаете. С ним тоже, начинаешь про одно разговаривать, он тебя не слушает и давай про другое… 
 

AlNikS 878 12
Янв 14 #54

В общем, Роман, вот что мне не нравится в твоем анализе бурения:

Здесь добыча без допбурения (синий пунктир) - это, понятно, предполагаемая кривая, которую в реальной жизни не построить. Красным, это то, что Роман принимает за добычу без бурения, на самом деле это просто добыча по какой-то группе скважин. Соответственно, вместо реального прироста получаем какой-то кажущийся прирост, и ошибку вряд ли удастся обосновать в общем случае, 2% или 20% она будет. Понятно, что можно утрированно рассматривать заведомо несвязанные участки бурения, но совместный анализ таких участков и интереса никакого не представляет.

AlNikS 878 12
Янв 14 #55

И я бы соответственно вот как-то так анализировал:

А все промежуточные графики по форме какие-то фуфельные. Конечно, лучше кверху загнуть эти прямые, с учетом того, что вы обсуждаете в этой теме. Но я думаю, суть претензии я раскрыл.

RomanK. 2163 13
Янв 14 #56

Wasteland Rat пишет:
И я бы соответственно вот как-то так анализировал:
Но я думаю, суть претензии я раскрыл.

Рат, тогда к тебе будет претензия с чего ты решил, что скважины 1995-2005 работали бы по прямой? Это же классический Чайник Рассела - бремя доказательства ложности утверждения лежит на сомневающемся, фактически твое утверждение не доказуемо и не следует из моего рисунка. Всё что я могу утверждать, что фактическая добыча именно такая. Что-то более этого я не могу сказать.

С другой стороны, учитывая заворот вверх я закладываюсь на потерю добычи старой группы скважин (можно и так интерпретировать) и стоя ногами в 2013 годом, с фактическим фондом скважин, я определенно верно фиксирую накопленную добычу по каждой группе скважин. Можно изначально при проектировании разработки нарисовать такой веер кривых - это будет и верно и точней.

Ещё бы хотел добавить вот что.
Данный рисунок показывает, что прогнозная добыча это не "добыча база" + "добыча из новых скважин".Если бы старые линии предполагать прямыми, очевидно завышение (и кратное!) эффективности бурения. Также это относится к планированию ГТМ - можно интерпретировать как ГТМ изменяет базу. Конкретно этот рисунок подходит для прогнозирования бурения, учитывает снижение базы, а не предполагает её линейной. Это просто разрушает понятие восьмой формы, для тех, кто закладывает линейное падение базы.

AlNikS 878 12
Янв 14 #57

Ну если совсем правильно, то они бы 100% работали где-то между моей прямой и твоими черными точками.

RomanK. пишет:
Всё что я могу утверждать, что фактическая добыча именно такая. Что-то более этого я не могу сказать.
Ты же сам приравнял разницу в накопленной добыче неких групп скважин к приросту запасов. По твоей картинке получается, что более позднее бурение всё эффективнее и эффективнее, и нет предела совершенству, можно постоянно бурить и бурить, и наращивать запасы. Если речь идет про независимые участки (с взаимопересечением 1% как ты говорил), то так оно и будет, но зачем тогда весь этот анализ, ведь это и так вполне очевидно.

volvlad 2232 14
Янв 14 #58

Корректный учет прироста запасов за счет бурения, проведения ГТМ или еще чего либо должен проводится с помощью инкрементальных профилей добычи, где учтена интерференция скважин. Ввод новых скважин, как правило увеличивает падение добычи соседних существующих.
Что собственно на картинке Романа и происходит. Не знаю конечно, в какой части месторождения были пробурены новые скважины и каким образом они влияют на добычу уже пробуренных. Но на картинке после ввода новых скважин происходит увеличение наклона ВНФ, как раз после ввода новых.

RomanK. 2163 13
Янв 14 #59

Вот ещё один фактор о котором не упомянули. Это уменьшение количества скважин.
Одна из групп скважин.

AlNikS 878 12
Янв 14 #60

RomanK. пишет:
Вот ещё один фактор о котором не упомянули. Это уменьшение количества скважин.
Одна из групп скважин.

Хм, странно... По идее, выбывать должны вперёд "плохие" скважины... Кстати, по поводу расчетных кривых, у тебя там скважины выбывают? А то может быть уход с прямой линии как раз этим и обусловлен.

mishgan 130 13
Янв 14 #61

Вот пример синтетической характеристики вытеснения на базе поведения скважин по ТатНИПИ. Наклон новых кривых зависит в основном от успеха нового бурения
plot.png

RomanK. 2163 13
Янв 14 #62

Wasteland Rat пишет:
RomanK. пишет:
Вот ещё один фактор о котором не упомянули. Это уменьшение количества скважин.
Одна из групп скважин.

Хм, странно... По идее, выбывать должны вперёд "плохие" скважины... Кстати, по поводу расчетных кривых, у тебя там скважины выбывают? А то может быть уход с прямой линии как раз этим и обусловлен.

По расчетной кривой.
Это теоретическое поведение одного (!) элемента разработки, можешь считать это пятиточкой, семиточкой или девятиточечным элементом. Другими словами - это работа пары нагнетание-добыча.
Мишген в этом продвинулся дальше меня и как видно "каскады" на теоретической суммарной характеристике вытеснения появляются при объединении множества элементов разработки, в этом случае влияют также разнодебитность элементов и разновременность ввода.

DimA1234 274 13
Янв 14 #63

RomanK. пишет:
Вообще, это и есть то, о чем я предостерегаю. Исходная синия линия это нормальная, естественна ситуация, поэтому решение "что-то начинать идти не так, нужно принимать меры" ошибочное и вполне убыточное, если вы принимаете меры (ГТМ как известно нефть не гененрируют).

Так добыча без ППД - это тоже естественно.
 
На пласт воздействовать надо, от этого никуда не деться.

С загибом ВНФ вверх тоже нужно бороться, прижимая его к прямой - тем же уплотняющим бурением (что и происходит на приведенном вами графике, в среднем-то всё равно получается прямая линия), РИР и ВПП на нагнетательном фонде.
И чем сильнее ВНФ прижмешь, тем быстрее отберешь НИЗ.
Зачем нужна лишняя вода?

Мамонт 253 13
Янв 14 #64

Не поймут. А ведь так все просто – останови добычу воды и никакого изгиба не будет. И коэффициент охвата увеличится, а значит и КИН. Но, не понимают.

DimA1234 274 13
Янв 14 #65

Мамонт пишет:
Не поймут. А ведь так все просто – останови добычу воды и никакого изгиба не будет. И коэффициент охвата увеличится, а значит и КИН. Но, не понимают.

Ну, да, судя по сообщению RomanK

RomanK. пишет:
Вот ещё один фактор о котором не упомянули. Это уменьшение количества скважин.
Одна из групп скважин.

за счет вывода (одной?) скважины в момент 1 750 т удалось добиться роста извлекаемых запасов (за счет снижения ВНФ).

BoomeR 8 6
Июн 15 #66

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

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

При 30% компенсации падение давления не может продолжаться дольше упругого запаса, также как рост давления. Идиологически правильно, конечно же, каждый месяц (или год) точку на характеристике вытеснения подвергать корректировку на изменение пластового давления (здесь конечно целый ворох условностей), однако же "современные" инженеры забыли это маленькое требование (в книге "Анализ разработки" от 1962 года, это замечание присутствует). Поэтому, мероприятия или группа мероприятий нацеленных на изменение пластового давления (а циклика это самое-то) обязана учитывать изменение в балансе упругого запаса - но кто помнит то?

 

Roman K.

Это было уже давно. Но может вспомните, какую книгу 1962 года вы тут имеет в виду? Можно название поточнее?

papi 21 4
Апр 17 #67

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...

Подскажите, пожалуйста, что есть a и b?

MironovEP 2081 12
Апр 17 #68

коэффициенты уравнения на графиках

Страницы

Go to top