Сделай прогноз по заводнению. То есть возьми фазовые с соседнего месторождения или сам нарисуй, более менее адекватные, затем предположи, что у тя полная компенсация на месторождении (то есть закачка компенсирует отборы полностью). И прогнозируй дебиты нефти и воды по фазовым , а дебит жидкости постоянен. Водонасыщенность менятеся по правилу Sw=(1-Soi)*(1-Np/N)*Bo/Boi.

Угу, кривая фракционального потока по Баклею-Леверетту. Во/Boi выше давления насыщения можно взять как 1.

Antalik пишет:

...Как быть с количество нагнетательных скважин, как прикинуть? 1 к 1?

Дык, ты системы значить прикинь разные, площадные - 1-1 5-точка, 3-1 9-точка соответсвенно..
Ну и расстояния между скважинами тоже прикинь, 16га у тебя или 25га плотность будет?
Вот и получается уже 4 профиля добычи должно быть. Стало быть есть из чего выбрать более менее разумно.

Определи начальный дебит скважины, затем процент падения добычи нефти (в среднем по твоим кривым Баклея-Леверетта), и рассчитай какая будет у тебя накопленная добыча исходя из начальных данных и до ограничивающих constraints. Затем известные извлекаемые запасы подели на накопленную добычу одной скважины, получишь количество скважин, необходимых для извлечения этих запасов. В идеале, нагнетательная скважина вытесняет свои запасы к добывающим скважинам. ну тебе же нужен предварительный грубый расчет, поэтому все что можно идеализируй.

Antalik пишет:

Как оценить профиль добычи по месторождению, если из данных есть только:
1. запасы,
2. минимальные данные по свойством нефти (схожи с соседним месторождением)
3. есть данные по дебитам на соседнем месторождении.

Можно конечно просто оценочный дебит на скважину * на количество скважин получить дебит в первый год, а дальше вычетать каждый год падение добычи (dеcline rate например 10% в год), и потом суммарную добычу за 20 лет "вписать в запасы" меняя количество скважин. Но как этот decline rate оценить, про КИН уж молчу.

Может кто-нибудь чего-нибудь дельное посоветовать?

Есть статистические модели.

Antalik пишет:

Это как?

Пермяков.
Его книга.

Antalik пишет:

Но как этот decline rate оценить, про КИН уж молчу.

деклайн рейт оценить оч. легко, если есть профили добычи по аналоговому месторождению, просто подбираешь коэф. который лучше всего описывает профиль
проблема в том. что деклайн бывает двух типов, так вот нужно отделять одно от другого:
- засчет падения давления на режиме истощения (описывается экспоненциальным законом). если на своем месторождении вы планируете закачку, то для простоты его лучше не брать
- засчет роста обводненности (описывается гармоническим законом) и начинается не сразу, а с момента прорыва воды. таким образом, это тоже не больно-то нужно, если ты прогнозируешь обводненность методом, указанным доржи
часто действует и то и другое, если давление поддерживается неэффективно+скважины обводняются

в общем, можно вовсе без этого обойтись, а можно тоже использовать и сравнить с прогнозом по баклею-леверетту)))
можно использовать деклайн жидкости на режиме истощения чтобы показать эффект от заводнения, то есть показать - с заводнением такой профиль, а без - вот такой...

КИН при отсутствии других источников берут просто по аналогу.... для прикидки кина нужны хотя бы фазухи (впрочем будет оптимистическая оценка), а если их нет, то и делать нечего)

Обычно на новом месторождении всегда есть падение пластового давления ибо нагнетательные скважины редко когда вводят сразу в работу, с такой же скоростью как добывающие

Сперва лучше считать по деклайну для режима истощения, а через некторое время считать как по заводнению.

VIT пишет:

Обычно на новом месторождении всегда есть падение пластового давления ибо нагнетательные скважины редко когда вводят сразу в работу, с такой же скоростью как добывающие

Сперва лучше считать по деклайну для режима истощения, а через некторое время считать как по заводнению.

на самом деле да)
смотря какой им нужен прогноз, насколько продвинутый)
тогда нужны не только допущения о скорости ввода скважин из бурения, но и примерный таймлайн перевода скважин в нагнетание, переведенные скважины перестают добывать нефть, а давление растет. причем если там хороший аквифер давление может и не упасть за небольшой период препродакшена нагнетательных скважин

у нас тут старший RE вообще посчитал, что препродакшн экономически невыгоден... еще не смотрела, как он это сделал, но если честно, моей интуиции это кажется логичным и без расчетов

Guzel пишет:

у нас тут старший RE вообще посчитал, что препродакшн экономически невыгоден... еще не смотрела, как он это сделал, но если честно, моей интуиции это кажется логичным и без расчетов

Экономика всегда слишком специфична для каждого месторождения. Но с точки зрения теории-расчетов (сам когда-то считал) если все скважины работают на потенциале, причем всегда !, то наибольшая накопленая добыча будет при запуске нагнетательных скважин в работу сразу же. Если же скважины не работают на потенциале (95 % случаев для сибири ибо у новых скважин всегда есть трансиент, насосы никто не будет часто менять и т.д. и т.п.) то идеальное время препродакшен получалось от 3 до 9 месяцев, причем чем больше работа не на потенциале тем больше время препродакшн.

Методов и инструментов много.

Пивожу один самый простой:
прикидываешь стартовый дебит, падение добычи жидкости, затем по Баклею считаешь обводненность, соответственно получаешь добычу нефти и воды.

Обязательно нужно прикинуть кол-во скважин, график разбуривания и после этого сделать поскважинный расчет добычи и в конце сложить

Допущений конечно здесь немеренно, но финальный профиль получается неплохим.