Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Пермский Национальный Исследовательский Политехнический Университет» Кафедра «Нефтегазовые Технологии» Курсовой проект на тему «Расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения» Вариант №40 Выполнил: студент гр. НГД-18-2б Проверил: ст. преп. Рябоконь Е.П. Пермь, 2021 г. Оглавление 1.1 Введение................................................................................................................................................... 3 1.2 Исходные данные ................................................................................................................................... 4 2.2. Расчет показателей разработки на 20 лет для месторождения в целом ...................................12 3. Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки ............................................15 4. Характеристика текущего состояния разработки нефтяной залежи. .........................................17 Заключение .................................................................................................................................................23 Список используемой литературы .........................................................................................................25 2 1.1 Введение При проектировании разработки нефтяных месторождений основные технологические показатели разработки (текущая добыча нефти, воды, обводненность продукции, текущая и конечная нефтеотдача) рассчитывают с помощью соответствующей модели разработки. В нашем случае для расчета технологических показателей используют модель разработки, сочетающую модель слоистого неоднородного пласта и модель поршневого вытеснения нефти водой. Закон плотности распределения абсолютной проницаемости: f (k ) 1 2 k 3 e (ln k ln k ) 2 2 2 1.2 Исходные данные Таблица 1 – Исходные данные Площадь нефтеносности S = 1650*104 м2 Расстояние между двумя добывающими и нагнетательными скважинами 2σ = 500 м Радиус нагнетательной скважины r = 0,16 м Проницаемость k = 0,72*10-12 м2 Общая толщина пласта h1 = 24,2 м Толщина разрабатываемых пропластков h = 19,8 м Коэффициент охвата месторождения заводнением η = 0,8 Пористость нефтенасыщенных пород m = 0,24 д. ед. Вязкость воды µв = 1,1*10-3 Па*с Вязкость нефти µн = 23*10-3 Па*с Насыщенность связанной водой Sсв = 0,1 Остаточная нефтенасыщенность пропластков Sн ост = 0,39 Относительная проницаемость по нефти kн = 1 Относительна проницаемость по воде kв = 0,4 Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами ΔP = 4*106 Па Радиус контура отбора R = 500 м Скорость ввода элементов в год n1 = 34 Срок ввода элементов в разработку t = 6 лет 4 2.1 Расчет показателей разработки на 20 лет для одного элемента Проницаемость пропластков — 𝑘∗ , обводнившихся к моменту времени 𝑡 определяется по формуле: 𝐶 𝑚 ∙ (1 − 𝑠н ост − 𝑠св ) ∙ 𝑟с2 ∙ 𝜇н ∙ ln 𝑃к ∙ (𝑃к 2 − 1) 𝑅 𝑘∗ = ; 𝐶 = ; 𝑃к = 𝑡 2 ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑘н 𝑟𝑐 𝐶= 2 𝑟с2 𝑚 ∙ (1 − 𝑠н ост − 𝑠св ) ∙ ∙ 𝜇н ∙ ln 𝑃к ∙ (𝑃к − 1) = 2 ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑘н = 𝑚 ∙ (1 − 𝑠н ост − 𝑠св ) ∙ 𝜇н ∙ ( 𝑅2 𝑅 − 1) ∙ ln 𝑟 𝑟𝑐2 𝑐 2 ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑘н 500 0,24 ∙ (1 − 0,39 − 0,1) ∙ 23 ∙ 10−3 ∙ (5002 − 0.162 ) ∙ ln 0,16 4 ∙ 4 ∙ 106 ∙ 1 = 0,00070795 м2 ∙ с Будем приближенно считать, что при разработке элемента семиточечной системы происходит радиальное вытеснение нефти водой, закачиваемой в нагнетательную скважину, к «контуру отбора», имеющему форму окружности радиуса 𝑅, на которой находится добывающие скважины. Элементарный расход воды 𝑑𝑞𝑖 , поступающей в -й пропласток толщиной 𝑑ℎ𝑖 , в этом случае составит: 𝑑𝑞𝑖 = − 𝑘в ∙ 𝑘𝑖 𝜕𝑃 ∙ 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑑ℎ𝑖 ∙ 𝑟 𝜇в 𝜕𝑟 Будем предполагать, что в некоторый момент времени 𝑡 фронт воды, вытесняющий нефть из -го пропластка, продвинулся на расстояние 𝑟в от начала координат. Разделяя переменные в приведенном выражении и интегрируя в пределах 𝑟𝑐 ≤ 𝑟 ≤ 𝑟в , получаем: 𝑑𝑞𝑖 ∙ ln 𝑟в 𝑘в ∙ 𝑘𝑖 = ∙ 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑑ℎ𝑖 ∙ (𝑃с − 𝑃в ) 𝑟𝑐 𝜇в 5 𝑃в — давление на фронте вытеснения нефти водой. Впереди фронта вытеснения движется нефть. Поэтому после интегрирования аналогичного выражения для нефти в пределах 𝑟в ≤ 𝑟 ≤ 𝑅 имеем: 𝑑𝑞𝑖 ∙ ln 𝑅 𝑘н ∙ 𝑘𝑖 = ∙ 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑑ℎ𝑖 ∙ (𝑃в − 𝑃к ) 𝑟в 𝜇н 𝑃к — давление на контуре добывающих скважин. Из последних двух равенств следует, что: 𝑑𝑞𝑖 = 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑘𝑖 ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑑ℎ𝑖 ; ∆𝑃с = 𝑃с − 𝑃к 𝜇в 𝑟 𝜇 𝑅 ∙ ln 𝑟в + н ∙ ln 𝑟 𝑘в 𝑘н 𝑐 в 𝑃с — давление на нагнетательной скважине, 𝑃к — давление на добывающей скважине. Для того, чтобы получить формулы для расчета дебитов нефти и воды с учетом вероятностно-статистического распределения пропластков по проницаемости, сложим все пропластки в один «штабель» в нижней части которого расположен пропласток с «бесконечно большой», а вверху – с нулевой проницаемостью. Тогда общая толщина ℎ слоев с проницаемостью не ниже 𝑘0 , отсчитываемая от кровли штабеля пропластков-модели слоистого пласта, будет выражаться по формуле соответствующего вероятностностатистического закона распределения проницаемости: ℎ = 𝐹(𝑘) 𝐻 𝐻 — общая толщина слоистого пласта. Дифференцируя, равенство имеем: 𝑑ℎ = 𝐹 ′ (𝑘) ∙ 𝑑𝑘 = 𝑓(𝑘) ∙ 𝑑𝑘 𝐻 𝑓(𝑘) — вероятностно-статистическая плотность. То есть 𝑑ℎ = 𝐻 ∙ 𝑓(𝑘) ∙ 𝑑𝑘. Учитывая это, получим следующие выражения для дебита нефти, приведенного к пластовым условиям и воды: 𝑘∗ (𝑡) ∞ 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝐻 ∙ 𝑘н ∙ ∆𝑃с 𝑞н (𝑡) = ∫ 𝑘 ∙ 𝑓(𝑘) ∙ 𝑑𝑘 ; 𝑅 𝜇н ∙ ln 𝑟 0 𝑐 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝐻 ∙ 𝑘в ∙ ∆𝑃с 𝑞в (𝑡) = ∫ 𝑘 ∙ 𝑓(𝑘) ∙ 𝑑𝑘 𝑅 𝜇в ∙ ln 𝑟 𝑘∗ (𝑡) 𝑐 По условию 𝜇в ⁄𝑘в = 𝜇н ⁄𝑘н , 𝜑 = 0. Для определения 𝑞(𝑡) необходимо вычислить интеграл: 6 𝑘∗ 𝐽н = ∫ 𝑘 ∙ 𝑓(𝑘) ∙ 𝑑𝑘 0 В случае логарифмически нормального распределения проницаемости: 𝑘∗ 1 𝐽н = √2𝜋𝜎 ∫𝑒 − ̅ )2 (ln 𝑘−ln 𝑘 2 2𝜎 𝑑𝑘 0 Заменим переменную интегрирования, положив: 𝜉= ln 𝑘⁄𝑘̅ √2𝜎 Тогда: 𝑘 = 𝑘̅ 𝑒 √2𝜎 , 𝑑𝑘 = √2𝜎𝑘̅𝑒 √2𝜉𝜎 𝑑𝜉 Имеем: 𝐽н = 𝑘̅ √𝜋 𝑎 ∫𝑒 −𝜉 2 +√2𝜎𝜉 𝑑𝜉 = −∞ = 𝑒2 ̅ 𝑘𝑒 2 √𝜋 𝑎 ∫𝑒 −(𝜉− 𝑎 𝑘̅ √𝜋 ∫𝑒 −𝜉 2 +√2𝜎𝜉− 𝜎2 𝜎2 + 2 2 𝑑𝜉 = −∞ 𝜎 2 ) √2 𝑑𝜉 −∞ = 𝜎 𝑎− 𝑒2 √2 𝑘̅ 𝑒 2 √𝜋 2 ∫ 𝑒 −𝑧 𝑑𝑧 = 𝑎 𝑘̅ √𝜋 ∫𝑒 𝑎− 0 2 √𝜋 −∞ ( 𝑘̅ 𝑒 2 √𝜋 erf(𝜆) = √𝜋 𝜆 ∫𝑒 0 −𝑧 2 𝑘∗ 𝑑𝑧, 𝑎 = 𝑘 , √2𝜎 ln 𝜆= 1 √2𝜎 ln 𝑘∗ 𝜎 − 𝑘̅ √2 Таким образом: 𝜋 ∙ 𝐻 ∙ 𝑘н ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑘̅ 𝜎2 1 𝐶 𝜎 𝑞нэ (𝑡) = 𝑒 2 [1 + 𝑒𝑟𝑓 ( ∙ ln − )], 𝑅 𝑘̅𝑡 √2 √2𝜎 𝜇н ∙ ln 𝑟 𝑐 𝑞вэ (𝑡) = 𝜋 ∙ 𝐻 ∙ 𝑘в ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑘̅ 𝜎2 1 𝐶 𝜎 𝑒 2 [1 − 𝑒𝑟𝑓 ( ∙ ln − )] 𝑅 𝑘̅𝑡 √2 √2𝜎 𝜇в ∙ ln 𝑟 𝑐 7 0 ) [1 + erf(𝜆)], 2 𝜎 √2 ∫ 𝑒 −𝑧 𝑑𝑧 + ∫ 𝑒 −𝑧 𝑑𝑧 𝑒2 = 𝜎2 𝜎2 )+ 2 2 𝑑𝜉 −∞ 𝑒2 ̅ 𝑘𝑒 2 −∞ −(𝜉 2 −√2𝜎𝜉+ Складывая вышенаписанные уравнения, получаем: 𝜎2 𝑞жэ 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑘в ∙ 𝑘̅ ∙ ∆𝑃с ∙ 𝐻 ∙ 𝑒 2 = 𝑅 𝜇в ∙ ln 𝑟 с Воспользовавшись справочным материалом и используя таблицы интеграла вероятности имеем соотношение: 𝑒𝑥𝑓(𝑥) = 2 √𝜋 𝑥 2 ∫ 𝑒 −𝑧 𝑑𝑧 = Ф(𝑥√2) 0 Обозначим: 𝑥= 1 √2𝜎 ln 𝑘∗ 𝜎 − ̅ 𝑘 √2 Тогда: 𝑥√2 = 1 𝑘∗ ln − 𝜎 𝜎 𝑘̅ Таким образом, обводненность 𝜐 = 𝜐(𝑡) вычисляется по формуле, преобразованной к виду: 1 1 𝑘∗ 𝜐(𝑡) = 𝜐э (𝑡) = [1 − Ф ( ln − 𝜎)] 2 𝜎 𝑘̅ Выполним подстановку данных в формулу: 1 𝑘∗ 1 22,45 ∙ 10−12 𝑥√2 = ln − 𝜎 = ln − 0,5 = 6,38 𝜎 𝑘̅ 0,5 0,72 ∙ 10−12 При помощи специализированного калькулятора функции ошибки 𝑒𝑟𝑓(𝑥) находим значения Ф(𝑥√2) для каждого значения 𝑥√2. При вычислениях интеграла Ф(𝑥√2) следует учитывать, что при отрицательном аргументе он равен отрицательной величине: Ф(−𝑥√2) = −Ф(𝑥√2) Тогда: 1 1 1 𝜐э (𝑡) = [1 + Ф(−𝑥√2)] = [1 − Ф(𝑥√2)] = [1 − 1] = 0 д. ед. 2 2 2 Вернемся к формулам дебита нефти и воды. 8 𝜋 ∙ 𝐻 ∙ 𝑘н ∙ ∆𝑃с ∙ 𝑘̅ 𝜎2 1 𝐶 𝑞нэ (𝑡) = 𝑒 2 [1 + 𝑒𝑟𝑓 ( ∙ ln − 𝜎)], ̅ 𝑅 𝜎 𝑘𝑡 𝜇н ∙ ln 𝑟 𝑐 𝑞вэ (𝑡) = 𝜋 ∙ 𝐻 ∙ 𝑘в ∙ ∆𝜌с ∙ 𝑘̅ 𝜎2 1 𝐶 𝑒 2 [1 − 𝑒𝑟𝑓 ( ∙ ln − 𝜎)] 𝑅 𝜎 𝑘̅𝑡 𝜇в ∙ ln 𝑟 𝑐 Дебит жидкости, получаемый из элемента разработки 𝑞жэ не изменяется со временем при ∆𝜌𝑐 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡. Рассчитаем этот дебит: 𝜎2 𝑞жэ 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑘в ̅̅̅ ∙ 𝑘 ∙ ∆𝜌𝑐 ∙ 𝐻 ∙ 𝑒 2 2 ∙ 3,14 ∙ 0,4 ∙ 0,72 ∙ 10−12 ∙ 4 ∙ 106 ∙ 19,8 ∙ 𝑒 = = 𝑅 500 𝜇в ∙ ln 1,1 ∙ 10−3 ∙ ln 𝑟𝑐 0,16 0,52 2 = 1584,3 м3 ⁄сут Для дебита нефти: 𝑞нэ = 𝑞жэ ∙ (1 − 𝜐) = 1584,3 ∙ (1 − 0) = 1584,3 м3 /сут Для дебита воды: 𝑞вэ = 𝑞жэ ∙ 𝜐 = 1584,3 ∙ 0 = 0 м3 /сут Для определения изменения во времени текущей нефтеотдачи элемента 𝜂э = 𝜂э (𝑡) применим аналитический метод и воспользуемся формулой: 𝑘 ln ̅∗ (1 − 𝑠н ост − 𝑠св ) ∙ 𝜂2 𝑞нэ (𝑡) ∙ 𝑡 𝜂э = ∙ [1 − Ф ( 𝑘 )] + ; 2 ∙ (1 − 𝑠св ) 𝜎 𝑉нэ Для этого необходимо найти объем нефти в пластовых условиях в элементе пласта: 𝑉нэ = 𝑆 ∙ ℎ1 ∙ 𝑚 ∙ (1 − 𝑆св ) 1650 ∙ 104 ∙ 24,2 ∙ 0,24 ∙ (1 − 0,1) = = 422788 м3 𝑛 204 Подставим численные значения, полученные данные сведем в таблицу: 22,45 ∙ 10−12 ln (1 − 0,39 − 0,1) ∙ 0,8 1584,3 ∙ 365 0,72 ∙ 10−12 𝜂э = ∙ [1 − Ф ( )] + = 1,4 2 ∙ (1 − 0,1) 0,5 422788 9 Таблица 2 x√2 Ф(x√2) 1 k*, 10-12 м2 22,45 6,38 1,00 υэ (t), д.ед 0,00 1584,3 qвэ, м3/сут 0,0 η, д.ед. 1,4 2 11,22 4,99 1,00 0,00 1584,3 0,0 2,7 3 7,48 4,18 1,00 0,00 1584,3 0,0 4,1 4 5,61 3,61 1,00 0,00 1584,3 0,0 5,5 5 4,49 3,16 1,00 0,00 1584,3 0,0 6,8 6 3,74 2,80 0,99 0,00 1584,3 0,0 8,2 7 3,21 2,49 0,99 0,01 1574,1 10,2 9,5 8 2,81 2,22 0,97 0,01 1563,4 20,9 10,8 9 2,49 1,99 0,95 0,02 1547,0 37,3 12,0 10 2,24 1,77 0,92 0,04 1524,1 60,2 13,2 11 2,04 1,58 0,89 0,06 1494,6 89,7 14,2 12 1,87 1,41 0,84 0,08 1458,6 125,7 15,1 13 1,73 1,25 0,79 0,11 1416,8 167,5 15,9 14 1,60 1,10 0,73 0,14 1369,8 214,5 16,6 15 1,50 0,96 0,66 0,17 1318,7 265,6 17,2 16 1,40 0,83 0,60 0,20 1264,2 320,1 17,6 17 1,32 0,71 0,52 0,24 1207,4 376,9 17,8 18 1,25 0,60 0,45 0,27 1149,1 435,2 18,0 19 1,18 0,49 0,38 0,31 1090,2 494,1 18,0 20 1,12 0,39 0,30 0,35 1031,4 552,9 18,0 t, годы 10 qнэ, м3/сут 20,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Обводнённость, % 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Нефтеотдачa, % Рис. 1. Зависимость обводненности продукции и нефтеотдачи от времени для месторождения при семиточечной схеме расположения скважин. 11 20 2.2. Расчет показателей разработки на 20 лет для месторождения в целом Согласно плану разбуривания и обустройства месторождения ежегодно в течение 6 лет, то есть в течение срока ввода месторождения в разработку, в эксплуатацию передается по 34 элемента. Всего за 20 лет будет введено в эксплуатацию 204 элемента. Для простоты считаем, что добыча нефти с разбуриваемых и обустраиваемых элементов будет происходить с начала каждого года. Таблица 3 – Добыча нефти по группам элементов Добыча нефти по группам элементов (по 34 элемента), Добыча нефти м𝟑 ⁄сут из 𝒕, годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 месторождения, 1 2 53867 53867 53866 53858 53824 53727 53520 53156 52597 51819 50816 49594 48172 46575 44835 42983 41052 39071 37068 35067 53867 53867 53866 53858 53824 53727 53520 53156 52597 51819 50816 49594 48172 46575 44835 42983 41052 39071 37068 3 53867 53867 53866 53858 53824 53727 53520 53156 52597 51819 50816 49594 48172 46575 44835 42983 41052 39071 4 53867 53867 53866 53858 53824 53727 53520 53156 52597 51819 50816 49594 48172 46575 44835 42983 41052 12 5 53867 53867 53866 53858 53824 53727 53520 53156 52597 51819 50816 49594 48172 46575 44835 42983 6 53867 53867 53866 53858 53824 53727 53520 53156 52597 51819 50816 49594 48172 46575 44835 м𝟑 ⁄сут 53867 107734 161600 215458 269282 323009 322663 321952 320683 318645 315637 311503 306155 299574 291811 282975 273210 262687 251584 240076 Таблица 4 – Добыча воды по группам элементов Добыча воды по группам элементов (по 34 элемента), Добыча воды м𝟑 ⁄сут из 𝒕, годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 месторождения, 1 2 3 0 0 1 8 42 139 346 710 1270 2047 3050 4272 5695 7292 9032 10884 12815 14795 16798 18799 0 0 1 8 42 139 346 710 1270 2047 3050 4272 5695 7292 9032 10884 12815 14795 16798 4 0 0 1 8 42 139 346 710 1270 2047 3050 4272 5695 7292 9032 10884 12815 14795 0 0 1 8 42 139 346 710 1270 2047 3050 4272 5695 7292 9032 10884 12815 5 0 0 1 8 42 139 346 710 1270 2047 3050 4272 5695 7292 9032 10884 6 0 0 1 8 42 139 346 710 1270 2047 3050 4272 5695 7292 9032 м𝟑 ⁄сут 0 0 1 9 51 190 536 1250 2516 4555 7563 11696 17045 23626 31389 40225 49990 60513 71616 83123 Обводненность добываемой из месторождения продукции вычисляют по формуле: 𝜈 = 𝑞в /(𝑞в + 𝑞н ) Для 1-го года: 𝜈 = 0 / (0+53867)= 0 д.ед. Поскольку в одном элементе в пластовых условиях содержится 422788 м3 нефти, все геологические запасы нефти будут составлять: 𝑉н1 = 𝑉нэ ∙ 𝑛 = 422788 ∙ 204 = 86,2 ∙ 106 м3 𝑉н = 𝑉н1 86,2 ∙ 106 = = 107,8 ∙ 106 м3 𝜂2 0,8 Нефтеотдача по месторождению в целом определяется как отношение объема накопленной добычи нефти к первоначальному объему нефти в пласте. ηтек=Qн накопл/Vн = 53867 365 / (107,8 106)= 0,18 д.ед. 13 Таблица 5 Добыча нефти Добыча воды из из 𝒕, годы 𝛎, д. ед. Qн η тек 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,02 0,04 0,05 0,07 0,10 0,12 0,15 0,19 0,22 0,26 19661 58984 117968 196610 294897 412796 530568 648080 765130 881435 996642 1110341 1222087 1331432 1437943 1541228 1640950 1736831 1828659 1916287 0,18 0,55 1,09 1,82 2,74 3,83 4,92 6,01 7,10 8,18 9,24 10,30 11,34 12,35 13,34 14,30 15,22 16,11 16,96 17,77 месторождения месторождения 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 53,9 107,7 161,6 215,5 269,3 323,0 322,7 322,0 320,7 318,6 315,6 311,5 306,2 299,6 291,8 283,0 273,2 262,7 251,6 240,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,2 0,5 1,2 2,5 4,6 7,6 11,7 17,0 23,6 31,4 40,2 50,0 60,5 71,6 83,1 20,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нефтеотдача, % 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Обводненность, % Рис. 2. Зависимость обводненности продукции и нефтеотдачи от времени для элемента при семиточечной схеме расположения скважин. 14 3. Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки Таблица 6 – Геолого-физическая характеристика залежи нефти и применяемой системы разработки Единицы измерения Параметр Тип коллектора Средняя общая толщина Средняя нефтенасышенная толщина Пористость Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ Проницаемость по ГДИ Коэффициент расчлененности Начальная пластовая температура Начальное пластовое давление Вязкость нефти в пластовых условиях Плотность нефти в пластовых условиях Плотность нефти в поверхностных условиях Абсолютная отметка ВНК Объемный коэффициент нефти Давление насыщения нефти газом Газосодержание Вязкость воды в пластовых условиях Плотность воды в пластовых условиях Начальные геологические запасы нефти Начальные извлекаемые запасы нефти Залежь сложена составляющими карбонатным карбонатных Значение параметра карб. 4,2 4,2 13 0,77 0.229 3.8 32 16.8 87,1 0.914 0,926 -1409 1,019 8,9 7,2 1.3 1.167 2070 880 м м % доли ед. мкм2 доли ед. °C МПа мПас т/м3 т/м3 м доли ед. МПа м3/т мПа-с т/м3 тыс. т тыс. т типом коллекторов коллектора. являются Основными кристаллические известняки, доломиты и разной степени доломитозированные известняки. Подобные коллекторы отличаются улучшенными емкостными и фильтрационными свойствами при воздействии на них искусственными методами с использованием раствора соляной кислоты или карбонизированной воды. Средняя общая толщина залежи составляет 4,2 м, при этом средняя нефтенасыщенная толщина 4,2 м. Средняя нефтенасыщенность чисто нефтяной зоны равна 0,77. 15 Пористость равна 13 %. Она характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. По классификации П.П. Авдусина и М.А. Цветковой коллектор можно отнести к классу С (10-15 % средняя). Коллектор является хорошо проницаемым со значением 0,229 мкм2. Данный коллектор относится ко II классу по Г.И. Теодоровичу (хорошо проницаемые 0,1-1 мкм2). Коэффициент расчлененности для данной залежи равен 3,8 доли ед. Коэффициент расчлененности служит показателем вертикальной неоднородности продуктивного горизонта или объекта разработки. Абсолютная отметка ВНК: -1409 м. Под ВНК понимают условную плоскость, разделяющую коллектор, насыщенный водой и коллектор, насыщенный нефтью. Начальное пластовое давление составляет 16,8 МПа при начальной пластовой температуре 32 °С. Нефть в пластовых условиях средневязкая со значением 87,1 мПа*с. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,914 т/м3, а в поверхностных условиях 0,926 т/м3. Согласно классификации нефтей по плотности, представленная нефть – тяжелая. Объемный коэффициент нефти равен 1,019 д.ед. Давление насыщения нефти газом 8,9 МПа. Газосодержание составляет 7,2 м3/т. Вязкость воды в пластовых условиях 1,3 МПа*с. Плотность воды в пластовых условиях равна 1,167 т/м3. Начальные геологические запасы составляют 2070 тыс. т. Начальные извлекаемые запасы составляют 880 тыс. т, Коэффициент извлечения нефти (проектный) равен: КИН = НИЗ НГЗ = 42,5 %, нефтяные запасы относятся к активным. 16 4. Характеристика текущего состояния разработки нефтяной залежи 4.1. Расчет технологических показателей объекта разработки Таблица 7 – История добычи нефти, жидкости и закачки воды Годы 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Добыча нефти тыс. т. 3,749 3,527 7,404 13,445 20,288 15,808 8,860 8,838 8,773 9,348 9,628 8,767 7,472 8,100 8,108 8,153 10,425 10,494 11,039 11,289 12,05 Добыча жидкости Закачка воды тыс. т. тыс. м ' 3,930 3,743 7,510 14,152 3,819 23,343 21,550 19,435 18,460 10,753 37,620 11,929 26,545 11,459 13,669 13,138 6,845 15,407 14,116 14,557 15,451 15,302 11,119 16,674 15,334 16,115 14,773 15,655 24,541 21,206 17,396 17,884 16,629 20,921 14,265 19,209 11,961 19,696 12,975 17 Фонд доб. скважин 1 5 12 16 16 16 1 14 14 13 13 14 12 13 13 11 11 11 12 11 10 Фонд наги, скважин 1 1 1 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 1 Расчет технологических показателей разработки приведен по состоянию на 01.01.2010 г.: 1. Годовая добыча нефти, 𝑄н : 𝑄н = 12,05 тыс. т 2. Накопленная добыча нефти, ∑𝑄н : 21 ∑ 𝑄н = 205,6 тыс. т 𝑖=1 3. Годовая добыча воды, 𝑄в 𝑄в = 𝑄ж − 𝑄н = 19,696 − 12,05 = 7,65 тыс. т 4. Накопленная добыча воды, ∑𝑄в : 21 21 21 ∑ 𝑄в = ∑ 𝑄ж − ∑ 𝑄н = 312 − 205,6 = 106,4 тыс. т 𝑖=1 𝑖=1 𝑖=1 5. Годовая добыча жидкости, 𝑄ж : 𝑄ж = 19,696 тыс. т 6. Накопленная добыча жидкости, ∑𝑄ж : 21 ∑ 𝑄ж = 312 тыс. т 𝑖=1 7. Среднегодовая обводненность, W: 𝑊= 𝑄в 7,65 ∗ 100 % = ∗ 100 % = 38,8 % 𝑄ж 19,696 8. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти, qн: qн = 𝑄н = 365∗𝑛д ∗α 12,05 365∗10∗0,98 = 3,37 т/сут α-коэффициент эксплуатации скважин Среднесуточный дебит одной скважины по жидкости, qж: qж = 𝑄ж 365∗𝑛д ∗α 19,696 = 365∗10∗0,98 18 = 5,51 т/сут 9. Фонд добывающих скважин, nд: 10 Фонд нагнетательных скважин, nн: 1 10.Темп отбора от НИЗ, ТНИЗ : 𝑄н 12,05 ∗ 100 % = ∗ 100 % = 1,4 % НИЗ 880 ТНИЗ = 11.Темп отбора из ТИЗ, ТТИЗ : ТТИЗ = 𝑄н 12,05 ∗ 100 % = ∗ 100 % = 1,8 % 880 − 205,6 НИЗ − ∑21 𝑘=1 𝑄н 12.КИН: 1. Текущий КИН = 𝑄н 205,6 = ∗ 100% = 9,9 % 𝑄геол 2070 2. Проектный КИН = 𝑄низ 880 = ∗ 100% = 42,5 % 𝑄геол 2070 13.Годовая закачка агента, Qзак: Qзак = 12,975 тыс. м3 14.Накопленная закачка агента, ∑ Qзак: ∑ Qзак = 297,1 тыс. м3 15.Текущая компенсация отборов жидкости, К: К= 𝑄з 12,975 ∗ 100 % = ∗ 100 % = 65,9 % 𝑄ж 19,696 Накопленная компенсация, ∑К: 21 ∑21 297,1 𝑖=1 𝑄з ∗ 100 % = ∗ 100 % = 95,2 % ∑ К = 21 ∑𝑖=1 𝑄ж 312 𝑖=1 19 16.Водонефтяной фактор, ВНФ: ВНФ = 𝑄в 7,65 ∗ 100 % = ∗ 100 % = 63,5 % 𝑄н 12,05 Накопленный ВНФ, ∑ВНФ: 21 ∑21 106,45 𝑖=1 𝑄в ∗ 100 % = ∗ 100 % = 51,8 % ∑ ВНФ = 21 ∑𝑖=1 𝑄н 205,6 𝑖=1 17.Водожидкостный фактор, ВЖФ: ВЖФ = 𝑄в 7,65 ∗ 100 % = ∗ 100 % = 38,8 % 𝑄ж 19,696 Накопленный ВЖФ, ∑ВЖФ: 21 ∑21 106,45 𝑖=1 𝑄в ∗ 100 % = ∗ 100 % = 34,1 % ∑ ВЖФ = 21 ∑𝑖=1 𝑄ж 312 𝑖=1 18.Отбор от начальных извлекаемых запасов: Отбор от НИЗ = ∑21 𝑘=1 𝑄н 𝑄низ ∗ 100 % = 205,6 880 19.Начальные извлекаемые запасы нефти, Qниз: Qниз = 880 тыс.т 20.Геологические запасы нефти, Qгеол: Qгеол = 2070 тыс.т 20 ∗ 100 % = 23,4 % Таблица 8 – Технологические показатели разработки Величина Единицы № п.п. Показатель Обозначение 1 Годовая добыча нефти Qн 12,05 измерения тыс. т 2 Накопленная добыча нефти ΣQн 205,6 тыс. т 3 Годовая добыча воды Qв 7,65 тыс. т 4 Накопленная добыча воды ΣQв 106,45 тыс. т 5 Годовая добыча жидкости Qж 19,696 тыс. т 6 Накопленная добыча жидкости ΣQж 312 тыс. т 7 Среднегодовая обводненность W 38,8 % Среднесуточный дебит одной скважины 8 по нефти по жидкости qн qж Фонд скважин на конец года 3,37 т/сут 5,51 т/сут добывающих nд 10 скв. нагнетательных nн 1 скв. 10 Темп отбора от НИЗ TНИЗ 1,4 % 11 Темп отбора от ТИЗ TТИЗ 1,8 % 12 КИН текущий η 9,9 % 13 Годовая закачка агента Qзак 12,975 тыс. м3 14 Накопленная закачка агента ΣQзак 297,1 тыс. м3 15 Текущая компенсация отборов К 65,9 % Текущий ВНФ 63,5 % Суммарный ΣВНФ 51,8 % Текущий ВЖФ 38,8 % Суммарный ΣВЖФ 34,1 % 23,4 % 9 жидкости Водонефтяной фактор 16 Водожидкостный фактор 17 18 Отбор нефти от НИЗ 19 Начальные извлекаемые запасы QНИЗ 880 тыс. т 20 нефти Геологические запасы нефти QГЕОЛ 2070 тыс. т 21 60 100 51,2 50 51,4 90 50,8 49,7 47,9 47,2 80 41,2 40 37,5 39,8 37,6 30 38,8 24,5 23,3 21,6 19,4 18,5 20 20,3 14,2 13,1 10 18,7 15,8 7,5 4,6 5,8 3,7 3,5 3,7 5 0,4 0 1989 0,8 12 1990 1,7 5,0 3,8 1,416 1991 10,8 8,3 7,4 5,5 1 3,2 16 1 1992 8,9 7,3 21,2 23,4 17,6 2 16 1 1 1994 1995 11,5 11,9 13,1 13,7 14,1 11,4 12,5 10,39,3 9,6 9,3 8,8 8,8 6,8 3 20,9 19,5 16,7 15,414,615,5 15,3 3 3 60 50 28,8 26,5 25,9 70 41,3 3 14 14 13 13 1996 1997 1998 1999 14 14,3 13,5 16,1 16,1 15,7 15,3 8,8 11,1 8,1 7,5 3 3 17,1 14,8 18,3 17,4 16,6 10,4 8,1 8,2 3 3 17,9 22,0 19,2 23,4 40 19,7 20,7 14,3 30 12,0 10,5 11,0 11,3 13,0 20 12,1 10 12 3 3 3 13 13 11 11 11 2002 2003 2004 2005 2006 12 2 11 2 10 1 2007 2008 2009 0 1993 2000 2001 Фонд добывающих скважин Фонд нагнетательных скважин Добыча жидкости тыс. т Закачка воды тыс. м Добыча нефти тыс. т Среднегодовая обводнённость, % Отбор от НИЗ, % Рис. 3 – График разработки месторождения по состоянию на 01.01.2010 г. 4.2 Анализ текущего состояния объекта разработки Залежь введена в промышленную эксплуатацию в 1989 году с одной добывающей скважины. Добыча нефти в этот год составила 3,749 тыс.т. I стадия. В период с 1989 по 1991 год в процессе интенсивного разбуривания залежи просходило увеличение объемов добываемой нефти с 3,749 тыс.т до 7,404 тыс.т. Фонд добывающих скважин увеличился с 1 до 12. Среднегодовая обводненность в 1991 году составила 1,4%. II стадия. В период с 1992 по 1994 наблюдается рост и стабилизация максимально высокого уровня добычи нефти (13,445 и 15,808 тыс.т на начало и конец периода соответственно). Максимальная добыча нефти наблюдается в 1993 году – 20,288 тыс.т. Фонд добывающих скважин увелчился до 16. Закачка агента началась в 1992 году с одной нагнетательной скважины. Среднегодовая обводненность в этот период росла и на конец 1994 года составила 18,7%. В период с 1995 по 2001 наблюдается уменьшение добычи нефти с 8,86 тыс.т до 7,472 тыс.т. Фонд добывающих скважин уменьшился с 16 до 12. Фонд нагнетательных скважин увеличился до 3. Среднегодовая обводненность в 2001 году составила 51,2%. В период с 2002 по 2009 наблюдается увеличение добычи нефти с 8,1 тыс.т до 12,05 тыс.т. Фонд добывающих скважин уменьшился с 13 до 10. Фонд нагнетательных скважин уменьшился с 3 до 1. Среднегодовая обводненность в 2009 году составила 38,8%. Заключение По состоянию на 01.01.2010 г. разработка залежи находится на II стадии, так как наблюдается высокая стабильная добыча нефти, невысокий рост обводненность продукции. Учитывая результаты эксплуатации скважин, динамику пластового давления, для дальнейшей эффективной разработки пласта необходимо продолжить поддержание пластового давления в залежи. По полученным прогнозным показателям добычи нефти, воды и жидкости с учетом динамики текущих показателей разработки залежи (с применением характеристик вытеснения), наблюдается увеличение обводненности. За период эксплуатации из залежи пласта извлечено 312 тыс.т. жидкости, из них 205,6 тыс.т. нефти. На месторождении эксплуатируются 10 добывающих и 1 нагнетательная скважины. Добыча нефти достигает максимума в 1993 году – 20,288 тыс. т. От начальных извлекаемых запасов извлечено 23,4%. Текущий коэффициент извлечения нефти равен 9,9% при проектном 42,5%. Обводненность продукции составляет 38,8%. Из всего вышесказанного следует, что система разработки данной залежи является рациональной. 24 Список используемой литературы 1. Ю.П. Желтов. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: учеб.пособие для вузов// Ю.П. Желтов, И.П. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев- М.: Недра, 1985.- 296с. 2. Ю.П. Желтов. Разработка нефтяных месторождений: учебник// Ю.П. ЖелтовМ.: Недра, 1998.- 365с. 25
