Как найти коэффициент охвата

При оценке величины запасов нефти и объёма пласта, вовлечённого в разработку, влияние прерывистости пласта учитывается посредством введения коэффициента охвата. Данный коэффициент можно определить двумя вероятностно-статистическими методами:

В первом методе используется аппроксимационная песчанистость – параметр геометрического распределения. Для ее вычисления строится функция распределения пропластка по толщинам, определяется доля монолита. По эмпирической зависимости определяется параметр прерывистости . Задавая плотность сетки и систему разработки, устанавливаем параметры сетки скважин . Вычисляем коэффициент охвата для прерывистой части пласта как произведение статистического и динамических коэффициентов и рассчитываем итоговый коэффициент по формуле:

Формула 1. Вычисляем коэффициент охвата для прерывистой части пласта

где d
— доля коллектора, который вовлекается в разработку с вероятностью 1.

Второй метод
— экспресс-методика определения коэффициента охвата через геологическую песчанистость. Основное предположение этой модели состоит в том, что геологическая и аппроксимационная песчанистости эквивалентны. Для этой цели строится геолого-статистический разрез пласта по песчанистости. Определяется отметка ВНК и геологическая песчанистость. Далее устанавливается параметр прерывистости, и дальнейший расчёт ведётся аналогично первому методу.

В вышеуказанных моделях исходим из предположения, что все скважины вертикальные и моделируются точечными источниками (стоками) в двумерной области.

Однако в настоящее время широко применяются новые методы воздействия на пласт, а именно, – бурение горизонтальных, многозабойных или радиальных скважин.

В этом случае расчёт коэффициента охвата по вышеописанным методикам не применим. Это ограничивает использование важнейшего параметра Кохв в технологических расчётах.

Для оценки коэффициента охвата пласта при разработке горизонтальных скважин необходим параметр, учитывающий дренируемый объём залежи, приходящийся на скважину. В случае вертикальных скважин, совершенных по характеру вскрытия, эти параметры должны совпадать.

Поэтому вводится обобщение понятия плотности сетки скважин.

Стандартная плотность сетки определяется по формуле:

Формула 2.

Объёмная плотность сетки скважины
— по формуле

где Qs
— площадная плотность сетки, S
— площадь, N
— количество скважин,

Формула 4.
— объём породы,

Формула 5.
, М
— количество вертикальных скважин, h НН
— нефтенасыщенная толщина, n
— количество горизонтальных скважин, L
— длина ствола горизонтальной скважины, проходящей по коллектору.

В качестве примера для сопоставления коэффициента охвата сеток скважин с вертикальными и горизонтальными стволами был выбран участок с горизонтальной скв. 2286 пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения.

Вынгаяхинское месторождение было введено в разработку в 1986 году на основании Технологической схемы разработки (протокол №1109 от 01.09.1984). Основной эксплуатационный объект – пласт БП111. На месторождении пробурено 707 добывающих и 147 нагнетательных скважин. На 01.01.2001 г. отобрано 23457 тыс.т нефти, обводнённость на конец года составила 58.5%. Темп отбора от НИЗ
— 1% , текущий КИН
— 0.088, при утверждённом 0.419.

Пласт БП111 наиболее выдержан по площади. При его разбуривании установлено трёхслойное строение с наклонными ВНК. По результатам дополнительной информации объём верхней пачки пласта сокращается к северу, а толщина средней и нижней пачек, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами, увеличивается. Общая нефтенасыщенная толщина остаётся в пределах 8–14 м. Эффективная толщина колеблется от 2 до 16 м, преобладают толщины 8–10 м. Залежь по типу – пластово-сводовая. Среднее значение – 0.4–0.5.

В табл. 1 приведены средние геолого-физические параметры пласта БП111.

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения

Северная часть залежи имеет ухудшенные ёмкостно-фильтрационные параметры и низкую продуктивность пласта БП111. Для оценки эффективности вовлечения в разработку северной части предусматривалось провести ОПР с бурением четырёх горизонтальных добывающих скважин и вертикальной нагнетательной.

В качестве примера рассмотрим участок с горизонтальной скв. 2286, размерами 2.937×2.032 км Вынгаяхинского месторождения (рис. 1).

Рис. 1. Участок пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения(окружение скв. 2286)

Данные по участку: балансовые запасы нефти, оценённые экспертно, составляют 1364.8 тыс.т, плотность сетки — 30.74 га/скв., 3-рядная система заводнения, коэффициент нефтенасыщенности — 60.1%, коэффициент вытеснения – 0.5.

Скв. 2286 введена в эксплуатацию 14.03.1993 г., входной дебит – 23 т/сут, накопленная добыча нефти – 65466 т, длина ствола – 92 м. На рис. 2 приведена функция распределения нефтенасыщенных толщин (окружение скв. 2286).

Рис. 2. Функция распределения нефтенасыщенных толщин (окружение скв. 2286)

Ниже приведена геологическая модель участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения: рис. 3
— профиль участка по проницаемости; рис. 4
— куб песчанистости; рис. 5
— геологический профиль по скв. 2262, 2285, 2307.

Рис. 3. Профиль участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения по проницаемости

Рис. 4. Куб песчанистости участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения

Рис. 5. Геологический профиль по скв. 2262, 2285, 2307

Нами проведены расчеты коэффициента охвата по традиционным методикам по участку:

Таблица 2. Расчеты коэффициента охвата по традиционным методикам по участку

Расчет коэффициента охвата с учётом горизонтальной скважины по участку:

Таблица 3. Расчет коэффициента охвата с учётом горизонтальной скважины по участку

Длина ствола горизонтальной скважины, проходящей по коллектору, равна 15 м. С учетом этого параметра объёмная плотность сетки составляет 22. га/скв., коэффициент охвата равен 0.7 по методу ГСМ1. Сравним этот коэффициент с результатами, полученными по методу характеристик:

Qбал. = 1364.8 тыс.т, Qизвл. = 485 тыс.т, Квыт = 0.5

Получим Кохв. = 0.711, что приблизительно равно коэффициенту охвата, определённому по ГСМ1. Извлекаемые запасы определены методом характеристик (рис. 6).

Рис. 6. Определение извлекаемых запасов участка методом характеристик

Таким образом, введённая объёмная плотность сетки скважин позволяет учитывать не только геологическую неоднородность пласта, но и различные технологии его вскрытия. Данный подход позволяет расширить границы использования методик ГСМ при проектировании разработки месторождений и технологических расчётов.

Автор: Бяков А.В., Кузьмин А.В., Мохова Н.А., Мулявин С.Ф. (ОАО СибНИИНП)

Коэффициент охвата (Engagement Rate by Reach) — метрика, которая показывает, сколько людей из тех, что увидели пост, взаимодействовали с ним: комментировали, ставили лайки, делали репосты. Более правильно ERR переводится как коэффициент вовлечённости по охвату.

Формула для расчёта:

ERR = количество реакций / охват × 100%

По умолчанию считается, что чем выше коэффициент охвата, тем лучше, но есть нюансы.

Чем отличается от ER

При обсуждении вовлечённости встречаются расхождения в терминологии.

Некоторые специалисты используют термин ER, engagement rate, как общее название для всех метрик вовлечённости. Они отдельно выделяют разные формулы для расчёта ER, в том числе по охвату.

В других случаях под ER подразумевают конкретный способ подсчёта коэффициента вовлечённости — по числу подписчиков, когда количество реакций делят на количество подписчиков. Тогда вариант расчета вовлечённости по охвату называют коэффициентом охвата, или ERR.

При таком подходе ER помогает оценить вовлечённость сообщества в целом. Чем выше коэффициент вовлечённости, тем более заинтересованная аудитория собралась в канале и тем интереснее ей контент.

ERR же показывает, насколько контент был интересен пользователям, которые его увидели. При этом неважно, являются они подписчиками или нет.

Разберем подробнее, почему появилась потребность в отслеживании показателя ERR.

Зачем нужен коэффициент охвата

На ранних этапах существования соцсетей вовлечённость считали только по подписчикам. Это было оправдано самой механикой ленты:

• посты могли видеть только подписчики;
• всем подписчикам показывались все посты.

Количество просмотров тогда зависело от времени публикации, но оставалось более-менее стабильным. А вот реакции пользователей определялись контентом. Коэффициент вовлеченности (ER) показывал, насколько у автора хороший контакт с аудиторией.

Соцсети развивались и со временем в их работе появилось два больших нововведения:

• Алгоритмическая лента. Теперь большинство подписчиков видят только часть публикаций. Сейчас считается нормальным, если опубликованный пост увидели 30–50% подписчиков. Причем чем больше аккаунт, тем меньше охват.
• Таргет и рекомендации. Часть постов стали видеть пользователи, которые не подписаны на сообщество. Такое было возможно и раньше через репосты. Но с появлением рекомендаций таких пользователей стало больше. А ещё каждое сообщество теперь может заказать рекламу и купить просмотры.

Из-за алгоритмической ленты, таргета и рекомендаций охват зачастую значительно отличается от количества подписчиков в большую или меньшую сторону. Поэтому некоторые специалисты считают, что правильнее отслеживать вовлеченность относительно охвата.

Как рассчитать ERR

Формула для расчёта коэффициента охвата следующая:

ERR = реакции / охват × 100%

Реакции — это чаще всего лайки, комментарии и репосты. Для «Ютуба» можно считать дизлайки, они тоже повышают вовлеченность.

Рассчитаем коэффициент охвата на примере поста группы во «ВКонтакте» «Додо Пицца Екатеринбург»:

Охват поста — 16 000 просмотров. Реакций 98: 31 лайков, 63 комментария и 4 шера.

ERR = 98 / 16 000 × 100% = 0,6%

У группы 95 тысяч подписчиков. По формуле ER вовлечённость рассчитывается так:

ER = 98 / 95 000 × 100% = 0,1%

По формуле ERR вовлечённость получается в шесть раз выше. И такой подсчёт в чем-то правильнее: ведь пост увидел только каждый пятый подписчик группы.

Какое значение коэффициента охвата считать нормальным, сказать невозможно. Цифры могут сильно отличаться внутри одного аккаунта в зависимости от охвата поста.

Лучший вариант — установить собственные ориентиры на основе исторических данных. Выберите 5–10 постов, которые вы считаете удачными с точки зрения вовлечённости, и рассчитайте их показатели ERR. В дальнейшем ориентируйтесь на эти цифры.

Когда стоит считать коэффициент охвата, а когда нет

Эта метрика хороша для определенных ситуаций, но иногда она не даст никакой полезной информации. Разберемся, когда ERR стоит считать, а когда нет.

ERR будет полезен

Для аккаунтов с низкими охватами. Если в аккаунте на 100 тысяч подписчиков пост получил 500 реакций, это не значит, что пост увидело 100 тысяч человек и только 0,5% на него отреагировали. Возможно, пост увидели только 30 тысяч человек — то есть ERR 1,6%. А значит, в первую очередь нужно работать над повышением охватов, а не вовлеченности.

Для соцсетей, основанных на рекомендациях. На «Ютубе» и в «Яндекс. Дзене» люди получают контент в основном из рекомендательной ленты. Например, некоторые годами смотрят видеоблогеров, но не подписываются на канал. В результате охват материалов может в несколько раз превышать число подписчиков.

Для промопостов, которые не продают напрямую. Если вы запускаете рекламу, чтобы познакомить пользователей с брендом, реакции на пост важны. Тогда уместно посчитать ERR: если он высокий, значит, холодной аудитории контент нравится и можно продолжать рекламу.

То же самое относится к постам, которые рекламируют сам аккаунт. Коэффициент охвата поможет понять, насколько новым людям нравится контент, который там публикуют.

5.1. Понятие эксплуатационного объекта

Под
эксплуатационным объектом понимают
продуктивный пласт, часть пласта или
группу пластов, выделенных для разработки
самостоятельной сеткой скважин. Пласты,
объединяемые в один объект разработки,
должны иметь близкие литологические
характеристики и коллекторские свойства
пород продуктивных пластов,
физико-химические свойства и состав
насыщающих их флюидов, величины начальных
приведенных пластовых давлений.

При
разбивке нефтеносной свиты на этажи
разработки необходимо использовать
следующие правила :

• в
  пределах нефтеносной свиты выделяют,
  как правило не более трех этажей (чтобы
  не бурить более трех серий скважин, что
  экономически не целесообразно );

• если
  взаимное расположение эксплуатационных
  объектов таково, что невозможно ввести
  их в разработку путем возврата скважин(
  например при наличие перекрытия головных
  частей пластов наклонной поверхностью
  размыва) , то необходимо проектировать
  более трех этажей разработки;

• этаж
  разработки должен быть выбран так,
  чтобы производительность нижнего
  базального пласта была выше возвратных
  объектов в этом этаже;

• для
  повышения эффективности разработки
  необходимо объединять пласты для
  совместной эксплуатации, что позволить
  повысить производительность скважин
  .

Пласты
совмещают в один эксплуатационный
объект, руководствуясь следующими
принципами:

• качество
  нефти из совмещаемых пластов должно
  быть одинаковым;

• литологический
  состав, мощность, пористость, проницаемость
  должны быть в близких пределах;

• должны быть
  сходными геолого-промысловые показатели
  пластов.

2. Контроль за охватом эксплуатационного объекта процесса вытеснения

5.1.1. Коэффициент охвата вытеснением и его определение

При
разработке залежей УВ одна из главных
задач—возможно более полное вовлечение
объема залежи в процесс дренирования.
Степень вовлечения объема эксплуатационного
объекта в разработку характеризуется
коэффициентом охвата залежи разработкой
Kохв.р, представляющим собой отношение
части эффективного объема эксплуатационного
объекта Vохв.р, включенной в процесс
дренирования под воздействием всех
видов энергии, которыми она располагает,
к общем эффективному объему залежи
(объекта)

Vобщ
Kохв.р=Vохв.р/Vобщ.

При разработке
газовых и газоконденсатных залежей,
которая осуществляется с использованием
возможностей природных режимов, в
условиях непрерывно снижающегося
пластового давления вследствие большой
подвижности пластового газа весь объем
залежи обычно представляет собой единую
гидродинамическую систему, все точки
которой взаимодействуют между собой.
В результате практически весь объем
залежи включается в процесс дренирования,
т. е. Кохв.р=1

Условия
разработки нефтяных эксплуатационных
объектов, особенно при больших площадях
нефтеносности и повышенной вязкости
нефти, часто характеризуются слабой
гидродинамической связью между отдельными
их частями, в результате чего изменение
давления в одной точке объекта может
не оказывать видимого влияния на другие
его точки. В связи с этим величина Кохв.р
часто меньше единицы.

Как
уже отмечалось, в России нефтяные
месторождения разрабатывают в основном
с искусственным воздействием на пласт.
При нагнетании в пласт воды (или другого
рабочего агента) вытеснение нефти к
забоям добывающих скважин и дренирование
залежи в целом происходит практически
только за счет энергии закачки. В этих
условиях особо важное значение приобретает
оценка степени охвата продуктивного
объема процессом вытеснения нефти.
Охваченной процессом вытеснения считают
ту часть эксплуатационного объекта,
где в результате поступления в пласты
нагнетаемой воды не происходит снижения
пластового давления, благодаря чему
скважины эксплуатируются с устойчивыми
дебитами, соответствующими продуктивной
характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент
охвата вытеснением Кохв. выт представляет
собой отношение части эффективного
объема залежи (эксплуатационного
объекта) Vохв.выт, участвующей в
дренировании под воздействием вытесняющего
агента, к общему эффективному объему
залежи (объекта) Vобщ:

Кохв.выт =
Vохв.выт/Vобщ

Коэффициент
охвата вытеснением входит в формулу,
используемую для прогноза коэффициента
нефтеотдачи. Его величина оказывает
большое влияние на конечную нефтеотдачу
и на темпы добычи нефти. Достижение
возможно большей величины этого
коэффициента играет решающую роль при
выборе системы разработки для новой
залежи и является основной целью развития
и совершенствования этой системы, а
также управления протекающими в пластах
процессами на протяжении всего периода
разработки.

Различают
коэффициент охвата по мощности и
коэффициент охвата по площади.

Коэффициент
охвата вытеснением по мощности Kохв.выт
h определяется в скважине как отношение
нефтенасыщенной мощности, подвергающейся
воздействию, к суммарной эффективной
нефтенасыщенной мощности объекта. В
нагнетательных скважинах подвергающимися
воздействию считают те пласты и прослои
эксплуатационного объекта, в которые
поступает нагнетаемая вода, а в добывающих
скважинах—пласты и прослои, активно
отдающие носить в условиях стабильного
или даже возрастающего пластового
давления.

Коэффициент
охвата вытеснением по площади Кохв.выт
S определяют для каждого пласта
эксплуатационного объекта в отдельности.
Численно он равен отношению площади,
охваченной процессом вытеснения, к
общей площади распространения
пласта-коллектора в пределах залежи.

Величины
Кохв.выт h,
Koxв. выт S
и Кохв.выт зависят в первую очередь от
геологической характеристики
эксплуатационного объекта. Большое
влияние оказывают также степень
соответствия принятой системы разработки
геологической характеристике объекта
и условия ее реализации.

.
Как показывает опыт разработки, при
пониженной подвижности нефти (Кпр/н<<0,1
м⁴/(Н*с))
влияние от разрезающего ряда нагнетательных
скважин распространяется не далее 1—1,5
км в каждую сторону ют него. Поэтому в
таких условиях ширину полос между
разрезающими рядами принимают не более
2—3 км. При высокой подвижности нефти
(Кпр/н>=0,1
м4/(Н*с)) влияние нагнетания воды
распространяется на более далекое
расстояние, поэтому ширину полос между
линиями разрезания можно принимать
большей—до 4—5 км.

При
однородном строении пласта по площади
выбор оптимальной ширины полосы между
разрезающими рядами (а также выбор
оптимальной ширины залежи при изучении
возможности применения законтурного
заводнения, выбор расстояния между
очагами заводнения и т. д.), соответствующей
фильтрационной характеристике пласта,
обеспечивает охват полосы (залежи)
воздействием по всей ее ширине. Завышение
ширины полос при разрезании залежей
или применение законтурного заводнения
при большой ширине залежи приводит к
тому, что внутренняя, удаленная от
нагнетательных скважин часть площади
не испытывает воздействия. Большое
влияние на степень охвата пласта
вытеснением по площади оказывают его
микро-, мезо- и макронеоднородность. В
связи с зональной неоднородностью
пласта нагнетательные скважины
характеризуются существенно различной
приемистостью, а на отдельных участках
эксплуатационных объектов в связи с
весьма низкой проницаемостью коллекторов
или с их отсутствием обеспечить закачку
воды не удается совсем. Это приводит к
тому, что некоторые внутренние участки
площади остаются не включенными в
процесс вытеснения. Наличие локальных
участков отсутствия коллекторов,
участков с низкой проницаемостью,
дизъюнктивных нарушений между
нагнетательными и добывающими скважинами
ограничивает распространение влияния
закачки на отдельные части площади.

Таким
образом, величина коэффициента охвата
воздействием монолитного пласта,
имеющего неоднородное строение, зависит
от расположения нагнетательных и
добывающих скважин относительно
экранирующих элементов пласта.
Расположение скважин без учета характера
неоднородности пласта увеличивает
количество и размеры участков, не
испытывающих влияния закачки вследствие
их экранирования. Кроме того, вне процесса
вытеснения оказываются локальные
участки около границ распространения
коллекторов, за добывающими скважинами,
хотя на них влияние закачки и
распространяется . На этапах проектирования
разработки учесть при размещении
проектных скважин неоднородность во
всех ее деталях не удается, так как она
бывает изучена еще не в полной мере.
Однако общие закономерности могут быть
учтены. Так, в условиях часто наблюдаемого
залегания терригенных коллекторов с
разной мощностью и проницаемостью в
виде чередующихся полос причудливой
формы примерно одного простирания ряды
нагнетательных скважин целесообразно
располагать вкрест простирания полос.
Сокращение размеров не охваченных
вытеснением краевых участков зон
залегания коллекторов возможно за счет
более плотной сетки скважин основного
фонда, а также за счет бурения скважин
резервного фонда.

Величина
коэффициента охвата вытеснением по
площади тесно связана также с соотношением
объемов закачиваемой в пласт воды и
отбираемой из него жидкости (в пластовых
условиях). Если это соотношение менее
единицы, т. е. закачка меньше отбора,
значит удаленные от нагнетательных
скважин участки площади испытывают
недостаточное воздействие или не
испытывают его вовсе вследствие
экранирующего влияния действующих
добывающих скважин, расположенных
вблизи нагнетательных. Соответствие
объема нагнетаемой воды объему добываемой
из пласта жидкости является, таким
образом одной из важнейших предпосылок
увеличения коэффициента охвата
вытеснением по площади.

При
разработке многопластового эксплуатационного
объекта явления, рассмотренные для
однопластового объекта, могут быть
свойственны каждому из пластов в
отдельности. При этом на разных участках
объекта в плане могут совмещаться зоны
пластов как с примерно одинаковой, так
и с существенно различающейся
характеристикой охвата вытеснением.
Это бывает связано с неравномерным
охватом по мощности, выражающимся в
том, что в скважинах могут быть пласты
как вовлеченные в процесс вытеснения,
так и не работающие. Следует иметь в
виду, что выполняемое из экономических
соображений объединение неоднородных
пластов для совместной их разработки
объективно приводит к снижению в той
или иной мере степени охвата каждого
из них по площади процессом вытеснения.
Это обусловлено особенностями работы
пластов в нагнетательных скважинах.
Установлено, что при совместной перфорации
в нагнетательных скважинах пластов с
существенно различной проницаемостью
воду принимают пласты с повышенной
проницаемостью, в то время как в менее
проницаемые пласты вода не поступает.

Анализ
приемистости пластов при давлении
нагнетания воды 12 МПа показал, что при
наличии в разрезе нагнетательных скважин
двух пластов они оба принимают воду
только в 50 % скважин, а в остальных
скважинах в один из пластов вода не
поступает. В скважинах, в разрезе которых
три изолированных пласта, в 50 % случаев
воду принимает только один пласт, в 30 %
случаев—два пласта и лишь в 20%—все три
пласта. Среди скважин, имеющих в разрезе
четыре пласта, не выявлено таких, где
все пласты принимают воду. Связано это
с тем, что для освоения под закачку
пластов с разной проницаемостью требуются
разные репрессии—меньшие при высоких
значениях проницаемости и большие —
при низких. При совместном освоении
пластов вода поступает только в те
пласты, для которых применяемое давление
нагнетания воды оказывается достаточным.
Все сказанное объясняет тот факт, что
при разработке многопластовых объектов
коэффициент охвата их процессом
вытеснения по мощности имеет значения,
меньшие единицы. Это снижает величину
коэффициента охвата объекта в целом.
Обычно, чем выше расчлененность объекта
разработки и чем больше различия в
коллекторских свойствах его пластов,
тем большее их число не принимает воду
и, следовательно, тем ниже охват
воздействием по мощности объекта. Это
обстоятельство необходимо учитывать
при обосновании выделения эксплуатационных
объектов на многопластовом месторождении
, а также при обосновании и выполнении
комплекса мероприятий по управлению
процессом разработки, в том числе
мероприятий, направленных на включение
в работу возможно большего числа пластов
в нагнетательных скважинах .

Методика
оценки коэффициента охвата эксплуатационного
объекта процессом вытеснения основана
на использовании карт охвата пластов
вытеснением, характеризующих размеры
площади зон вытеснения. Для однопластового
эксплуатационного объекта строят одну
такую карту, для многопластового их
количество соответствует числу пластов
в объекте. Указанные карты строят на
основе карт распространения коллекторов.
На них указывают месторождение
нагнетательных и добывающих скважин,
общие границы распространения коллекторов
с разной продуктивностью (наиболее
часто выделяют две группы коллекторов—с
высокой и низкой продуктивностью),
дизъюнктивные нарушения, границы зон
вытеснения. Иногда на карту наносят
изопахиты эффективной нефтенасыщенной
мощности, чаще же используют карты
мощности, построенные отдельно. По карте
охвата находят Vохв.выт и Vобщ, которые
определяют соответственно в границах
распространения коллектора как
произведение средней мощности пласта
на соответствующих участках на величину
их площади. При постоянной нефтенасыщенной
мощности пласта коэффициент охвата
может быть определен как отношение
площади пласта Sохв. выт, охваченной
процессом вытеснения, к площади
распространения нефтенасыщенных
коллекторов.

По
многопластовому объекту в целом
коэффициент охвата вытеснением Sобщ
может быть определен как среднее
взвешенное по мощности из значений
этого коэффициента, полученных для
отдельных пластов.

Различают
коэффициенты охвата вытеснением
прогнозный и фактический.

Прогнозный
коэффициент охвата вытеснением
обосновывают при проектировании
разработки месторождения для определения
проектного коэффициента нефтеотдачи.

Поскольку
данных о строении неоднородных пластов,
полученных по разведочным скважинам,
бывает недостаточно для построения
карт распространения коллекторов, при
составлении первого проектного документа
Кохв. выт может быть принят по аналогии
с идентичными пластами более изученных
ближайших месторождений.

При
составлении второго проектного документа
с использованием данных бурения большей
части скважин основного фонда могут
быть использованы карты распространения
коллекторов, составленные непосредственно
по изучаемым пластам. Границы зон
воздействия при этом наносят на карты
предположительно, исходя из особенностей
мезо- и макронеоднородности пластов.

Известно
несколько способов выделения таких зон
для прогноза коэффициента охвата
вытеснением. При этом исходят из
предпосылки, что проектируемая система
разработки обеспечит полную компенсацию
отбора жидкости из пласта закачкой
рабочего агента (воды) и не будет
намеренной временной консервации
каких-либо частей залежи.

В
настоящее время наиболее широко
используется способ прогноза Кохв.выт,
предложенный Ю. П. Борисовым, В. В.
Воиновым, 3. К. Рябининой. Способ основан
на разделении всего нефтенасыщенного
объема пласта на непрерывную часть Vн
полулинзы Vпл и линзы Vл. На карте
распространения коллекторов к непрерывной
части пласта относят участки залегания
коллекторов, имеющие не менее чем два
выхода к контуру питания, т. е. ограниченные
не менее чем с двух сторон линиями
нагнетания и получающие воздействие
с противоположных сторон. К полулинзам
относят участки коллекторов, прилегающие
к одной линии нагнетания, вследствие
чего воздействие на них может осуществляться
только с одной стороны. К линзам относят
изолированные участки пласта-коллектора,
окруженные со всех сторон непроницаемыми
породами и не выходящие на линии
нагнетания.

При
прогнозировании Кохв.выт исходят из
следующего допущения. Непрерывные части
пласта, где вытеснение нефти водой
происходит по встречным направлениям
к расположенному посередине стягивающему
эксплуатационному ряду, будут охвачены
этим процессом полностью. В полулинзах
вытеснение происходит только в одном
направлении со стороны разрезающего
ряда. При этом между последним рядом
добывающих скважин и границей
распространения коллекторов будут
оставаться участки, не вовлекаемые в
разработку. Поэтому полулинзы окажутся
охвачены вытеснением не полностью. В
линзах вытеснения происходить не может,
поэтому они остаются вне границ охвата
вытеснением.

Прогнозирование
охвата воздействием на стадии подготовки
месторождения к разработке может также
осуществляться по геологическим
профилям. Для этого строят серию попарных
профилей всех пробуренных разведочных
скважин .

При
залегании прерывистых пластов
преимущественно в виде полос сложной
конфигурации М. М. Саттаров и другие
исследователи предлагают использовать
иной способ определения Кохв.выт. Он
основан на предпосылке, что при заводнении
подобных пластов в процесс вытеснения
не включаются краевые полосообразные
участки коллекторов вдоль границ их
распространения, имеющие в среднем
ширину, равную половине расстояния
между добывающими скважинами при
принятой сетке их размещения.

При
этом прогнозный коэффициент охвата
пласта вытеснением определяется по
формуле:

Кохв
= 1 — L/2F

где
L—общая
длина границ распространения коллекторов
изучаемого пласта в пределах залежи;
—принятое
расстояние между добывающими скважинами;
F—площадь
распространения коллекторов в пределах
залежи; L/2F—коэффициент
потерь за счет неполного охвата пласта
воздействием.

Применение
этого способа определения прогнозного
Кохв. выт дает возможность количественно
оценивать влияние на его величину
плотности сетки добывающих скважин при
разной степени макронеоднородности
пласта по площади.

В
процессе разработки эксплуатационного
объекта периодически (обычно на конец
года) составляют карты фактического
охвата каждого пласта эксплуатационного
объекта процессом вытеснения и объекта
в целом. Это делается для оценки
эффективности принятой системы и
процесса разработки—для выяснения
соответствия фактического охвата
проектному, а также выявления частей
объекта, недостаточно участвующих в
дренировании, и обоснования технологических
мероприятий, направленных на активизацию
их разработки.

Для построения
карт фактического охвата вытеснением
используют комплекс данных, характеризующих
работу скважин и пластов в целом.

Лекция 6

.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Обоснование коэффициентов
вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем разработки нефтяных
месторождений

        При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более полное
вовлечение объема залежи в процесс дренирования.
Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку
характеризуется коэффициентом охвата
залежи разработкой Kохв.р, представляющим собой отношение
части эффективного объема эксплуатационного объекта Vохв.р, включенной
в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она
располагает, к общему эффективному объему залежи
(объекта)

                                    Vобщ Kохв.р=Vохв.р  /Vобщ.

  Условия разработки нефтяных
эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и
повышенной вязкости нефти, часто характеризуются слабой гидродинамической связью между отдельными их
частями, в результате чего изменение давления в одной точке объекта может не
оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим величина Кохв.р
часто меньше единицы.

        Коэффициент охвата вытеснением  Кохв.выт представляет собой
отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного
объекта)  Vохв.выт, участвующей в дренировании под
воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта)
Vобщ:

                                   Кохв.выт = Vохв.выт / Vобщ

   Коэффициент охвата вытеснением входит в
формулу, используемую для прогноза коэффициента нефтеотдачи.
Его величина оказывает большое влияние на конечную нефтеотдачу
и на темпы добычи нефти.

   Различают коэффициент охвата по мощности и
коэффициент охвата по площади.         

   Коэффициент
охвата вытеснением по мощности Kохв.выт.h определяется в скважине
как отношение нефтенасыщенной мощности,
подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной
мощности объекта.           

   Коэффициент
охвата вытеснением по площади Кохв.выт.S
определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно
он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади
распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

  Величины Кохв.выт h, Koxв.выт.S и Кохв.выт.
зависят в первую очередь от геологической
характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень
соответствия принятой системы разработки геологической характеристике объекта и
условия ее реализации.

 Величина коэффициента
охвата вытеснением по площади тесно связана также с соотношением объемов
закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях). 

Если это соотношение менее единицы, т. е. закачка
меньше отбора, значит удаленные от нагнетательных
скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают
его вовсе вследствие экранирующего влияния действующих добывающих скважин,
расположенных вблизи нагнетательных. 

Соответствие объема   нагнетаемой  воды объему добываемой из пласта жидкости является
одной из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением
по площади.

 Методика оценки коэффициента
охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения основана на использовании
карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. 

Для однопластового
эксплуатационного объекта строят одну такую карту, для многопластового их количество соответствует числу пластов в объекте.
Указанные  карты строят на основе карт
распространения коллекторов. 

На них указывают месторождение
нагнетательных и добывающих скважин, общие границы распространения коллекторов
с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов—с
высокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные нарушения, границы зон
вытеснения. Иногда на карту наносят изопахиты эффективной нефтенасыщенной
мощности, чаще же используют карты мощности,
построенные отдельно. 

По карте охвата находят Vохв.выт
и Vобщ,
которые определяют соответственно в границах распространения коллектора как
произведение средней мощности пласта на соответствующих
участках на величину их площади. При постоянной нефтенасыщенной мощности пласта
коэффициент охвата может быть определен как отношение площади пласта Sохв.выт,
охваченной процессом вытеснения, к площади
распространения нефтенасыщенных коллекторов.

По многопластовому
объекту в целом коэффициент охвата вытеснением  может
быть определен как среднее взвешенное по мощности
из значений этого коэффициента, полученных для отдельных пластов.

Различают
коэффициенты охвата вытеснением прогнозный и фактический.

Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновывают при проектировании разработки
месторождения для определения проектного коэффициента нефтеотдачи.

В процессе
разработки эксплуатационного объекта периодически
(обычно на конец года) составляют карты фактического охвата каждого пласта
эксплуатационного объекта процессом вытеснения и
объекта в целом. Это делается для оценки эффективности
принятой системы и процесса разработки—для выяснения соответствия фактического
охвата проектному, а также выявления частей объекта,
недостаточно участвующих в дренировании, и обоснования технологических
мероприятий, направленных на активизацию их разработки.

Для
построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных,
характеризующих работу скважин и пластов в целом.