Обоснование показателей выработки запасов на основе функций относительных фазовых проницаемостей и опыта эксплуатации объектов-аналогов

Геолого-физические параметры пласта, свойства нефти и пластовой воды влияют на его разработку. Повышенные значения начальной нефтенасыщенности, проницаемости, нефтенасыщенной толщины определяют лучшие показатели разработки (высокую продуктивность, темпы разработки и др.), более низкие значения параметров, наоборот, приводят к ухудшению показателей разработки. Разработка методики количественной оценки влияния конкретных значений на выработку залежей (особенно на характер выработки) с помощью инженерных методик весьма необходима. При анализе разработки нефтяных месторождений применяется системный подход для оценки выработки запасов: происходит локализация остаточных запасов и делается оценка потенциально извлекаемых запасов на геолого-гидродинамических моделях (ГГДМ). Анализ выработки по данным фактической эксплуатации скважин осложнен наличием геологической неоднородности разрабатываемых пластов (как по латерали, так и по разрезу), наличием подошвенной воды и проведением геолого-технических мероприятий (ГТМ), влияющих как на интенсивность выработки запасов, так и на коэффициент извлечения нефти (КИН). Основной инструмент оценки выработки запасов - геолого-гидродинамическое моделирование. Недостатками метода являются значительные трудозатраты при создании модели и адаптации расчетных показателей разработки на фактическую историю. Альтернативным инструментом как оценки выработки, так и прогноза показателей разработки, являются характеристики вытеснения нефти водой. Актуальность представленной работы связана с повышением эффективности разработки путем более объективной оценки выработки запасов с учетом осложняющих факторов, таких как геологическая неоднородность и проведение ГТМ, влияющих на выработку запасов.