Дек 08
Помогите пожалуйста ссылкой или названием книги по вопросам прогнозирования (можно методику, статью, или даже форум). Общая задача передо мной такая: спрогнозировать показатели разработки месторождения на 25 лет вперед НЕ ПОЛЬЗУЯСЬ проектом разработки (для ответа на вопрос, а чтобы было если бы мы пробурили не 100 скважин в 15-й год, а 10 или чтобы было если бы мы увеличили переход из добычи в нагнетание на столько то скважин). Как варианты в уме пока только характеристики вытеснения и многофакторный анализ.
Опубликовано
22 Дек 2008
Активность
41
ответ
9087
просмотров
13
участников
0
Рейтинг
Если владеешь английским могу выложить главу из одного хэндбука (или напиши мыло), а именно "Predicting oil reservoir perfomance".
rngm@mail.ru
Ни у кого нет книги (желательно с примерами) по методу главных компонент?
По госплановской форме можно посчитать.
Самое простое.
+1
Оно же - характеристики вытеснения
Могу предложить свои услуги не на форуме, а реально. Алгоритмы госплановской формы мною уже давно разработаны, но в Excel. Если у Вас есть хороший программист, можно создать хороший продукт. Расчет можно сделать хоть на 1000 лет. Необходимо оперировать тремя показателями: обводнениенм, фондом скважин и средним дебитом скважины. По этим показателям рассчитывается коэффициент падения добычи. Если есть история разработки, то реально можно спрогнозировать обводнение. Фонд скважин зависит от выбытия и ввода. Можно проиграть сотни различных вариантов. Дебит скважины, - ну это уже как бог послал, т.е. Дарси.
1. Можно ли в вашей методике прогнозировать "оперируемые показатели" без истории разработки?
2. Кфт падения добычи (его часть в области обводнения) на основе "оперируемых показателей" рассчитывается чистой математикой или есть физические основы?
Можете писать на почту.
Обращайтесь в БашНИПИ к аффтарам за методой.
Про новые скважины и прочее - в госплане их не рассчитывают, в госплане их ЗАДАЮТ. То бишь верно сказано - как бог Дарси пошлет ))
Госплан действительно физики не учитывает никакой (даже среднее пластовое давление отсутствует),
но ничто не мешает физику матбаланса туда интегрировать.
То есть метода БашНИПИ позволяет прогнозировать бога Дарси или нет?
По поводу матбаланса. В каком то виде он там присутствует конечно. Но нужен именно прогноз, а без этих трех параметров матбаланс и не нужен.
А как конкретно методика называется (трех кривых)? Не подскажите?
Эта методика из советских времен.
К сожалению, пока, лучшего я ничего не встречал.
В последнем десятилетии появился (у нас) прогноз по водонефтяному фактору. Если метод по ВНФ применить для переходящего фонда в госплановской форме (а для этого нужна история) в части определения обводненности, то получается идеальная методика прогнозирования показателей разработки. Просто её надо кому-то оформить, опубликовать и принять где надо.
Коэффициент падения определяется по задаваемым значениям обводненности, ввода, выбытия, дебиту жидкости, при сохранении материального баланса.
1. Ну вот например, можно ли спрогнозировать выбытие? Наверное можно. Износы, переводы и пр.
2. А ввод скважин? Из бурения наверное нет. Из переводов наверное можно.
3. Среднесуточный дебит вновь введённых пока для нас лотерея. Но может и его можно с достаточной точностью спрогнозировать. Пока вручную.
4. Обводнённость при не заданных нефти и жидкости. Фактически тоже зависит от нас с вами. Наверное придётся задавать вручную (ну или на край по экспоненте)
Таким образом остались п.1 и п.2. подвести под прогноз.
На самом деле уже результат.
1. Тоже лотерея. Можешь задать с помощью какой-нить вероятностной функции, например фактического распределения МРП (выбытие в БД фонд) + предельный срок эксплуатации скважины (выбытие в тираж) + выбытие по обводненности (тоже с какой-то априорной вероятностью)
2. Ввод скважин не надо прогнозировать, его надо планировать.
4. Не совсем по экспоненте, а как правильно сказано по ВНФ, то есть логистической функции.
Удачи в Новом 2009-м!
Основные положения методики прогноза показателей разработки
1. Добыча нефти прогнозного года (1) = добычи нефти из перешедших скважин (2) + добычи нефти из новых скважин (3).
2. Добыча нефти из перешедших скважин (2) = суммарной добычи нефти из перешедших скважин (22) – падение добычи нефти в прогнозном году (24).
3. Добыча нефти из новых скважин (3) = ввод новых скважин в прогнозном году (4 вводится) * дебит нефти новой скважины в прогнозном году (10 вводится или берется из предыдущего года) * число дней работы новой скважины (11 вводится)
1000.
4. Суммарная добыча нефти из перешедших скважин (22) = добычи нефти из новых скважин предыдущего года (20) + добычи нефти из перешедших скважин предыдущего года (2).
5. Добыча нефти из новых скважин предыдущего года (20) = количеству новых скважин на конец предыдущего года (18) * дебит нефти новой скважины в предыдущем году (10) * количество дней работы перешедших скважин в прогнозном году (19) / 1000
6. Падение добычи нефти в прогнозном году (24) = суммарной добычи нефти из перешедших скважин (22) * процент падения добычи нефти (25) / 100.
7. Процент падения добычи нефти (25) = (1- коэффициент изменения добычи из-за дебита по жидкости * коэффициент изменения добычи нефти из-за действующего фонда * коэффициент изменения добычи из-за обводнения) * 100.
8. Коэффициент изменения добычи из-за дебита по жидкости = (средний дебит по жидкости перешедших скважин в прогнозном году (47 вводится) * ((действующий фонд скважин на конец предпредыдущего года + действующий фонд скважин на конец предыдущего года) / 2 + ввод новых скважин в предыдущем году (4))) / средний дебит по жидкости перешедших скважин в предыдущем году (47) * ((действующий фонд скважин на конец предпредыдущего года + действующий фонд скважин на конец предыдущего года) / 2 + средний дебит по жидкости новой скважины в предыдущем году (46) * ввод новых скважин в предыдущем году (4).
9. Коэффициент изменения добычи нефти из-за действующего фонда = (действующий фонд добывающих скважин на конец предыдущего года (27) – (выбытие добывающих скважин в прогнозном году(31вводится)) / 2) / (действующий фонд добывающих скважин на конец предпредыдущего года (27) – выбытие добывающих скважин в предыдущем году(31)) / 2) + ввод новых скважин в предыдущем году(4)).
10. Коэффициент изменения добычи из-за обводнения = ((1- среднегодовая обводненность перешедших скважин в прогнозном году (38 вводится) / 100) * (добыча жидкости из переходящих скважин в предыдущем году (41) + добыча жидкости из новых скважин в предыдущем году (40) * 2,169)) / (((1- среднегодовая обводненность перешедших скважин в предыдущем году (38) /100) * добыча жидкости из переходящих скважин в предыдущем году (41)) + (1- среднегодовая обводненность новых скважин в предыдущем году (37) / 100) * добыча жижкости из новых скважин в предыдущем году (40) * 2,169).
Таким образом, вводными являются:
1. Ввод новых скважин (Планируете сами);
2. Дебит новой скважины (Его легко рассчитать или взять с предыдущего года, или взять эффективный дебит ниже которого бурение не эффективно. Кому как хочется);
3. Дни работы новой скважины. (По графику бурения, или середина года. От этого зависит коэффициент 2,169)
4. Выбытие (По статистике, по МРП, по разуму).
5. Дебит жидкости ( По Дарси или сложившийся, или в пересчете по ВНФ);
6. Обводненность переходящих скважин (По ВНФ)
Показатели госплановской формы (указаны в скопках):
1. Добыча нефти всего,тыс.т
2. из перешедших скв.
3. из новых скважин
4. Ввод новых скважин всего,шт
5. из экспл. Бурения
6. из нагнетат. Бурения
7. из развед. Бурения
8. из освоения прошлых лет
9. из резервного бурения
10. Дебиты новых скв.,т/сут
11. Число дней работы новых скв.
12. Средняя глубина новой скв.,м
13. Эксплуатац. бурение всего,тыс.м
14. добыв. скважин
15. вспомогательных скв.
16. из них нагнетат. под закачку
17. Выбытие из вновь введен. скв.,шт.
18. Кол-во новых скв. на конец года,шт
19. Дни работы перешедших скв.
20. Добыча нефти из нов.скв.предыдущ.года,тыс.т
21. Добыча нефти из переш. скв. предыд. года,тыс.т
22. Суммар. доб. нефти из переш. скв.,тыс.т
23. Доб.н.из переш.скв.данного года,тыс.т
24. Падение добычи нефти,тыс.т
25. Процент падения добычи нефти
26. Мощность новых скв. ,млн. т
27. Дейст. фонд доб. скв. на конец года,шт.
28. нагн. в отработке
29. Фонд доб. скв. на конец года,шт.
30. нагн. в отработке,шт.
31. Выбытие доб. скв. всего,шт.
32. в т. ч. под закачку
33. Доб. нефти с начала разраб.,тыс. т
34. Добыча нефти от НИЗ,%
35. Темп отбора от НИЗ
36. Среднегод. обводн. весовая,%
37. из новых скв
38. из перешедших скв
39. Добыча жидкости всего
40. из новых скв
41. из перешедших скв
42. Закачка воды, тыс.м3
43. Средн. дебит действ. скв. по нефти,т/сут
44. то же одной переход. скв.
45. Средн. дебит действ. скв. по жидк.,т/сут
46. то же по новым скв
47. то же по перешедшим скв.
48. Ввод нагнет. скв. ,шт.
49. Фонд нагнет.скв.на конец года,шт.
50. Перевод скв. на механиз. добычу,шт.
51. Фонд механиз. скв. на конец года,шт.
52. Добыча нефти механиз. способом,тыс. т
53. Добыча жидк. механиз. способом,тыс.т
54. Добыча жидкости с начала разработки, тыс. т
55. Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3
56. Компенсация отбора: текущая, %
57. с начала разработки, %
Писал на скорую руку, могут быть ошибки.
С Новым Годом!
А подскажите, пожалуйста, процент падения добычи на основании прошлых периодов берется или его как-то задавать с помощью формул можно?
На основании прошлых (количество периодов можно взять в зависимости от длины прогноза -чем дальше прогноз, тем больше нужно истории) делается допущение, что процент падения базовой постоянный. Т.о. надо отфильтровать скважины с мероприятиями и убрать их из истории.
"Процент падения" до 80-90% обводненности составляет около 10% в год, после снижается до 1% в год.
Источник назвать не могу (от БаклЛеверетов).
Если мы говорим, что именно ПРОЦЕНТ ПАДЕНИЯ постоянный, то собственно добыча нефти
будет описана экспонентой, стремящейся к нулю. Что в принципе согласуется с видом
кривой падения добычи в период, когда все скважины уже пробурены, описываемой в книгах. Наверное, так.
Однако вполне возможно, что сугубо индивидуально существуют внутрикомпанейские методики,
зависящие от того, под каким углом посмотреть на эту экспоненту
Ну вот уже как минимум два метода набирается. Или два определения понятия "базы" (мое относилось к стабильно
работающему фонду скважин, без перерывов, вызванных проведением ГТМ или длительных ремонтов).
О том, чтобы фильтровать фонд можно почитать в статье Шахвердиева, например.
Не помню к сожалению точно, в каком нефтяном хозяйстве она попадалась.
Но там, как раз таки обосновывается, что наличие массовых пертурбаций (и как следствие колебаний отбора
жидкости) в работе скважин искажает характеристику ln ВНФ
Ну и второе. Если все ГТМ в истории включить в базу, то возникнет вопрос, из чего набрать статистику для
эффективности по видам мероприятий?
ln ВНФ = a + b * Vн. В таких координатах наклон постоянный.
Однако, вопрос о долгосрочности прогноза - на какой срок рисовать? Отсюда и станет понятно, можно допускать
% постоянным или нет.
долгосрочность прогноза для большинства методов составляет 1/3 от базового периода.
Кстати, попутно вопрос возник по поводу эффективности мероприятий, каким способом их оценивают и оценивают ли вообще компании в бальшинстве своем? Я сталкивалась с ситуацией, когда делают ГРП, например, валят туда кучу денег, а что там потом и как с допдобычей и т.д. никого уже особо не волнует. Поделитесь, как дела обстоят?
Посмотрите, про это писали в другой теме.
В статистике эмпирическое правило, что длина прогноза (на котором можно строить оценки и всякие доверительные интервалы) не должна превышать 20% базового периода.
Тем не менее прогноз в "прожектах" обычно на срок N лет!
интересно посмотреть на это правило (ссылочку не дадите), бо я когда статистику изучал все твердили про 33%,
вот таже экономисты так счетают
Ссылку дать не могу, бо восемь лет назад во времена изучения статистики в универе еще не так много было доступного интернета. Впрочем, строгого доказательства все равно не было и нет.
Вот и по указанной ссылке, приводятся аргументированные обоснования. Да и в таблице 1 там указаны
приемлемые сроки прогнозирования для разных (качественно) методов. Упоминавшиеся 20% относились
к прогнозированию временных рядов по моделям типа авторегрессий/автокорреляций. Об этом я конечно
забыл написать, а это лишь частный случай (опять же из той таблицы 1).
В итоге, все получается субъективным путем - надо посчитать несколько моделей, оценить надежность
прогноза и выбрать наиболее состоятельный (об этом вроде бы пост был выше).
Добрый день!
Интересует очень важная информация!
Наша компания хочет купить месторождения нефти.
Характеристика 1-го местрождения:
Кол. лицензионных участков-12
Площадь-13792,6 км.кв
Извлекаем. ресурсы(классификация мин.природ.ресурсов и эколог):
С1-3,8 млн.т
С2-9,4 млн.т
С3-76,7 млн.т
Дл-723,2 млн.т
Классификация по(Междун) SPE:
Р1-3,496 млн.т
Р2-7,52 млн.т
Р3-560,39 млн.т
Характеристика 2-го местрождения:
извлекаемые запасы по с1+с2 более 6 млн тонн, с3 около 3 млн тонн
Характеристика 3-го месторождения:
извлекаемые запасы по с1+с2 от 20 до 40 млн.тонн
Характеристика 4-го месторождения:
извлекаемые запасы по с1+с2 более 1,5 млн тонн, по сейсмике 2008 года от 10 до 20 млн.
Что означает С1, С2, С3 и так далее. Рентабельны ли месторождение?
С чего начать покупку и освоение и дальнейшую добычу. Какие документы мы должны запросить, нужна ли оценка данного месторождения независимыми организациями, а также нужно ли взаимодействие с Роснедрами, нужна ли государственная экспертиза?
Если Вы разбираетесь в данной информации, а также знаете, что-то о добыче и разработке, можем посодействовать участие в данном месторождении.
12. Категория С/1 -запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефтеи газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С/1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
13. Категория С/2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:
в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями. Запасы категории С/2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей.
14. Категория С/3- перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С/1 и С/2.
По новой классификации:
Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной
достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне
возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам
категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая
информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную
продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень
геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи
достаточна для построения предварительной геологической модели и
проведения подсчета запасов.
Запасы категории C1 выделяются, если геолого-геофизическая
информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону
выделяемой категории C1 непрерывен по площади.
Технологические параметры разработки залежи определяются по
аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий
по другим разрабатываемым месторождениям.
Рентабельность освоения определяется по аналогии с изученной
частью залежи.
К категории C1 относятся запасы:
1) неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к
запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне возможного
дренирования;
2) части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если
продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в
других скважинах.
36. Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных
бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных
скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по
аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с
залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного
региона. Имеющейся информации достаточно для построения
предварительной геологической модели и подсчета запасов.
Технологические параметры и экономическая эффективность разработки
запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с
использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям.
К категории C2 относятся запасы:
1) участков залежи между доказанным контуром залежи и границами
участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно
геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности
пласта;
2) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по
материалам геофизических исследований скважин в транзитных
эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность,
что по данным геофизических исследований скважин они могут быть
продуктивными;
3) неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной
продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация
указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по
литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.
37. При ведении учета запасы категории A, B и C1 не рекомендуется суммировать с запасами категории C2.
Подскажите пожалуйста,как можно спрогнозировать конечную нефтеотдачу,если на месторождении,точнее объекте такая ситуация:поздняя стадия разработки,обводненность достигла 92%, текущий кин 0,286, естественный водонапорный режим(карбонатныйй коллектор,напор подошвенных вод),была пробная закачка в 1989 г.- отказались сразу же - резкая обводненность,сейчас все скважины добывающие, нет закачки. применимы ли в этом случае характеристики вытеснения,если да,то какие?и как,по каким зависимостям можно определить к какому году мы достигнем конечный кин, который спрогнозировали?заранее спасибо))
Добрый день, коллеги!
Нужно выполнить расчеты прогнозных показателей по форме 8.1 госплана. Истории 10 лет. С моделями нет времени возиться. Существуют ли программы или примочки для экселя, которые позволяют выполнить такой прогноз без ГДМ на основе характеристик вытеснения и т.п.?
самописные макросы есть только
Мне не важно. Если готовы поделиться, то буду очень признателен.
если с моделью лень, кто мешает матбаланс с характеристикой вытеснения применить в простом экселе