Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Год проект.ОрганизацияВид документаРассматриваемые в документах виды воздействия на пластОсновные решения, рекомендованный вариант, конечный КИН1976геологическая служба объединения «Оренбургнефть»Оперативный подсчет запасов пласта

Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Курсовой проект

Геодезия и Геология

Другие курсовые по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией
6 г.) промышленная продуктивность установлена в интервалах пластов Т1, Т21, Т22 и Т3 турнейского возраста. В настоящее время месторождение находится в стадии активной разработки.

По состоянию на 01.01.2009 года из продуктивных пластов Т1, Т21, Т22 и Т3,суммарно добыто: 5 773,4 тыс. т нефти, 189,5 млн. м3 растворенного газа.

В 2008 г. выполнен новый «Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Горного месторождения» (протокол № 1730-дсп от 26.09.2008 г.) [16]. Отчет выполнен в лаборатории промысловой геологии отдела РИТ и МПС института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть». В его основу легли все данные, вновь полученные в результате: результаты сейсморазведки, бурения и опробования новых скважин, анализа керна и исследования нефти, комплекс проведенных геофизических и гидродинамических исследований скважин. Было уточнено положение границ ранее выявленных залежей нефти.

 

2.2 Пласт Т3

 

Пласт введен в разработку в мае 2004 года скважиной 95. По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти составила 442,8 тыс. тонн, жидкости - 1081,4 тыс. тонн. В октябре 2005 года организована закачка. Весовая обводненность продукции составляет 77,8 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,301 д. ед, отбор от начальных извлекаемых запасов составил 50,5 % (Таблица 4.13, Рисунок 4.14, графическое приложение 23). Добыча нефти за 2008 год по пласту составила 91,7 тыс. т., жидкости - 412,3 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2009 г. в эксплуатационном фонде числится 5 действующих добывающих скважин - 95, 98, 102, 105, 110 (Южный купол); 3 нагнетательных скважины - 64, 93, 106 (Южный купол).

Закачка на пласте Т3 организована спустя год после введения пласта в разработку - в октябре 2005 года. С целью ППД закачано пресной воды 234,9 тыс.м3. Накопленная компенсация составила 21,7 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины - 97,2 м3/сут.

Разработка пласта с 2004 по 2007 гг. включительно характеризуется ростом уровней добычи нефти и жидкости, обусловленным вводом новых скважин, в 2008 г. снижение уровней объясняется выбытием одной скважины. Обводненность добываемой продукции резко возрастает с 6,8 % в 2005 г. до 77,8 % в 2008 г. Рост обводненности обусловлен вскрытием в новых скважинах, разрабатывающих совместно пласты Т1, Т21 и Т22, водонасыщенных или расположенных близко в ВНК интервалов, а также наличие заколонных перетоков.

3. Методика расчета

 

Заводнение - это основной способ разработки нефтяных месторождений в настоящее время и на ближайшую перспективу. Многообразны системы разработки с закачкой воды в пласт. Применение каждой из них обусловлено определенными геолого-физическими условиями на том или ином месторождении. Методика расчета основных показателей разработки при заводнении определяется следующими предпосылками: форма залежи (круг или полоса), характер вытеснения нефти водой (поршневое или непоршневое) и расчетная модель пласта (однородный или неоднородный).

Геометрическую форму залежи нефти для выполнения расчетов технологических показателей ее разработки определяют исходя из условий схематизации. Известно, что большинство нефтяных месторождений имеют форму, близкую к эллипсу. При соотношении малой и большой полуосей эллипса менее одной трети, реальная залежь схематизируется полосой с двухсторонним питанием. Если это соотношение больше одной трети, то залежь схематизируется либо кольцом, либо кругом при величине этого соотношения, близкого к единице. Необходимо соблюдать критерии схематизации, согласно которым реальная и схематизированные залежи должны содержать одни и те же запасы нефти, равные параметры нефтеносности, одинаковое число рядов и количество скважин как в целом, так и по рядам скважин.

Характер вытеснения нефти водой принимается в расчетах либо поршневым, либо непоршневым. Расчеты по схеме поршневого вытеснения позволяют определить добывные возможности месторождения. Они проводятся на стадии обоснования вариантов системы разработки месторождения. Согласно этой схемы между нефтью и вытесняющей ее водой условно существует вертикальная граница раздела. За фронтом вытеснения нефтенасыщенность равна остаточной. Поэтому при подходе фронта вытеснения к ряду добывающих скважин последний, согласно схеме, мгновенно обводняется и подлежит отключению или переводу в разряд нагнетательного ряда. Таким образом, весь процесс выработки запасов нефти разбивается на несколько этапов, продолжительность которых определяется временем перемещения водонефтяного контакт от предыдущего к последующему ряду скважин.

Схема непоршневого вытеснения нефти водой построена из теории двухфазной фильтрации Бакли-Леверетта. Величина функции Бакли-Леверетта характеризует долю воды в продукции скважин. Схема учета непоршневого характера вытеснения нефти водой в технологических расчетах балы предложена Ю.П. Борисовым на основе обобщения выполненных Эфросом Д.А. и Оноприенко В. П. многочисленных экспериментальных исследований относительных проницаемостей для нефти и воды. Область применения этой схемы ограничивается соотношением вязкостей нефти и воды в пределах от единицы до 10.

Согласно схеме непоршневого вытеснения за фронтом вытеснения еще остается значительное количество нефти, фильтрующейся одновременно с водой. В результате после мгновенного обводнения продукции скважин до некоторой величины обводненности, определяемой скачком насыщенности на фронте, в последующем обводненность закономерно возрастает. Эта схема дает результаты, более близкие к реальным процессам обводнения продукции скважин. Применяется на стадии составления технологических схем разработки.

Подтверждаемость прогнозируемых показателей во многом зависит от принимаемой в расчетах модели объекта разработки. Степень сложности модель обусловлена объемом учтенной геологической информации о залежи. Условно все модели пластов подразделяют на детерминированные и вероятно-статистические. Детерминированная модель - это близкая копия реального пласта. Она учитывает различие физических свойств пласта по объему. Ее применение возможно только при использовании ЭВМ. Вероятно-статистические модели не учитывают в полной мере особенности строения пласта. В расчетах фигурирует некоторый гипотетический пласт с такими же, как у реального, вероятностно-статистическими показателями. Обычно используют следующие модели пласта:

)Модель однородного пласта,

)Модель зонально-неоднородного пласта,

)Модель слоисто-неоднородного пласта,

)Модель трещинного пласта,

)Модель трещинно-пористого пласта.

Известно, что однородных пластов в природе не существует. Поэтому замена неоднородного пласта однородным является существенным упрощением реальности, которое допустимо только с целью оценок добывных возможностей месторождения и обоснования выбора систем разработки.

Модель слоистого пласта - это упорядоченная совокупность однородных, но разных между собой по свойствам слоев. Модель зонально-неоднородного пласта состоит из набора одинаковых участков пласта прямоугольной или квадратной формы, отличающихся средней проницаемостью. Предполагается, что каждый участок состоит из однородного пласта. Используется модель зонально и слоисто-неоднородного пласта. В этом случае каждый выделенный участок содержит совокупность слоев различной проницаемости, гидродинамически изолированных друг от друга. Послойная и зональная неоднородности хорошо описываются законом гамма-распределения и оцениваются количественно коэффициентом вариацию Такая модель пласта составляет основу методики расчетов показателей разработки нефтяных месторождений, разработанную В.Д. Лысенко и Э.Д. Мухарским. Модели трещинного и трещино-пористого пласта достаточно сложны, и при курсовом проектировании не используются.

3.1 Исходные данные

 

Таблица 3.1 - исходные данные.

ПараметрыПласт Т3Площадь S, км24,94Средняя толщина h, м5,30Пористость m, д.ед.0,120Нефтенасыщенность Sн00,890Насыщенность пласта связанной водой Sсв0,110Проницаемость k, м2*10-120,045Начальное пластовое давление p0, МПа24,70Вязкость нефти в пласт. условиях µн, мПа*с5,10Плотность нефти в пласт. условиях ρн, т/м30,838Объемный коэффициент нефти bн, д. ед1,063Давление насыщения нефти газом pнас, МПа6,59Газосодержание нефти Г0, т/м325,86Вязкость воды в пласт. условиях µв, мПа*с1,05Плотность воды в пласт. условиях ρв, т/м31,127Сжимаемость породы β, Па-1*10-104,05

Рисунок 3.1 - Схема.

Рисунок 3.2 - Зависимость текущей обводненности ν от относительного отбора нефти

 

Внешний и внутренний контуры нефтеносности имеют форму, близкую к окружностям (рисунок 3.1).

Требуется определить в условиях разработки при упругом режиме в законтурной области пласта:

1) изменение в процессе разработки за 10 лет (по годам) среднего пластового давления в пределах нефтяной залежи;

) изменение добычи нефти, воды, текущей нефтеотдачи и обводненности продукции при заданной динамике добычи жидкости в течение 10 лет.

 

3.2 Решение

 

3.2.1 Определение запасов нефти и газа, числа скважин и

Похожие работы

<< < 1 2 3 4 5 6 >