Корреляция нефтеотдачи и основных влияющих параметров
| Коэффициент корреляции | Глубина | Толщина | Сетка | Вязкость | Прони- цаемость | Анизо-тропия | Закачка в поровых объемах |
| Пирсона | -0,008 | 0,175* | -0,152* | -0,363* | 0,108* | -0,006 | 0,902* |
| Спирмена | -0,002 | 0,163* | -0,149* | -0,397* | 0,119* | -0,005 | 0,918* |
* Корреляция значима при уровне значимости 0,01.
В расчете учтена конструкция нагнетательных скважин, аналогичная конструкции паронагнетательных скважин, применяемых на пемо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Расчеты показывают, что при использовании теплоизолированной колонны с коэффициентом теплопроводности изоляционного слоя 0,018 Вт/м·ºК, при темпе закачки пара 100 м³/сут, величина теплопотерь на глубине 1200 м составляет всего 4%. По этому параметры теплоносителя на забое глубиной 500, 1000 и 1500 м близки по теплофизическим свойствам и установить значимой корреляции КИН и глубины залегания пласта не удалось.
Выполненный корреляционный анализ влияния параметров на ПНО и время разработки элемента до обводненности продукции добывающей скважины 98 % показал, что величины корреляций аналогичны представленным корреляциям по КИН.
Имея высокие коэффициенты корреляции между основными влияющими параметрами, выполнен регрессионный анализ статистической базы данных, в результате которого выведены следующие уравнения:
(1)
(2)
(3)
где H - глубина залежи, м; h - толщина пласта, м; L - расстояние между скважинами, м; µ - вязкость пластовой нефти при начальной температуре, мПа·с; k - коэффициент абсолютной проницаемости, мД; a - отношение горизонтальной и вертикальной проницаемости, ед; 
- количество закачанного теплоносителя в поровых объемах, ед.
|
|
|
При выполнении корреляционного анализа не получено значимых результатов корреляции КИН, ПНО и времени разработки элемента с величиной глубины залегания залежи, однако, введение данного параметра в уравнение регрессии для КИН и времени разработки позволило улучшить коэффициент детерминации в среднем на 0,02 , поэтому величина глубины залегания залежи также включена в регрессионные уравнения наравне с остальными параметрами. Таким образом, коэффициент детерминации для уравнения (1) составил 0,969, для уравнения (2) – 0,927, для уравнения (3) – 0,800.
Для сравнения результатов численного моделирования с результатами расчета по полученным в работе уравнениям произвольно выбрали различные варианты пластовых условий; при изменении одного из параметров строили графики зависимости КИН, ПНО и времени разработки элемента.
Показано влияние вязкости нефти на параметры, характеризующие эффективность разработки (рис. 5).
|
|
|
| а) |
| б) |
| в) |
С увеличением вязкости нефти фильтрационные сопротивления в пласте увеличиваются, соответственно ухудшается степень выработки запасов и увеличивается ПНО. Время разработки элемента с увеличением вязкости пластовой нефти также увеличивается.
Представлены графики, показывающие влияние толщины пласта на КИН, ПНО и время разработки элемента (рис. 6).
а) б) в)
С увеличением толщины пласта выработка запасов улучшается, при этом также увеличивается и время, необходимое для разработки данного элемента. Величина ПНО с увеличением толщины пласта уменьшается, что говорит об улучшении эффективности технологии.
Анализ показал, что полученные в работе уравнения позволяют с достаточно высокой степенью точности прогнозировать основные параметры разработки при паротепловом воздействии на однородные залежи аномально вязких нефтей.
1. J. Wang, M. Dong, K.Asghari, 2006. Effect of oil viscosity on heavy-oil/water relative permeability Curves. Paper SPE 99763. Presented at the 2006 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tusla, Oklahoma, 22 - 26 April 2006.
2. Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. - Ухта: УГТУ, 2007. - 244 с.
|
|
|
3. Akin, S., Castanier, L.M., Brigham, W.E., 1999. Effect of temperature on heavy oil/water relative permeabilities. Paper SPE 54120. Presented at SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Bakersfield, California. March.
4. Lo, Y. Hing, Mungan,N., 1973. Effect of temperature gradient on water-oil relative permeabilities in oil-wet and water-wet systems. Paper SPE 4505 presented at SPE 48th Annual Fall Meeting, Las Vegas, NV, Sep 30–Oct 3.
Сведения об авторе
Петров Н. А., ст. преподаватель каф. РЭНГМ и ПГ, Ухтинский государственный технический университет, тел.:(82147)74476, e-mail: npetrov@ugtu.net
Petrov N.A., senior lecturer of Department RENGM and PG, Ukhta State Technical University, phone: (82147)74476, e-mail: npetrov@ugtu.net.
(21) Тема 2010-2-38 С. Оптический метод подсчёта запасов нефти.
Бурханов Р.Н., Хазипов Ф.Р., Ханнанов М.Т. Оптический метод подсчёта остаточных извлекаемых запасов нефти / Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010, № 2, стр. 38 – 43
УДК 553.98.048
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 292; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!