Разработка основных продуктивных пластов Нефтеюганского района

0,5-0,6

0,55

219

0,0803

0,0442

0,0179

0,0014

0,7737

0,6-0,7

0,65

154

0,0565

0,0367

0,0547

0,0031

0,8302

0,7-0,8

0,75

123

0,0451

0,0338

0,1114

0,0050

0,8753

0,8-0,9

0,85

96

0,0352

0,0299

0,1882

0,0066

0,9105

0,9-1,0

0,95

63

0,0231

0,0220

0,2850

0,0066

0,9336

1,0-1,1

1,05

55

0,0202

0,0212

0,4017

0,0081

0,9538

1,1-1,2

1,15

36

0,0132

0,0152

0,5385

0,0071

0,9670

1,2-1,3

1,25

27

0,0099

0,0124

0,6953

0,0069

0,9769

1,3-1,4

1,35

16

0,0059

0,0079

0,8720

0,0051

0,9828

1,4-1,5

1,45

14

0,0051

0,0074

1,0688

0,0055

0,9879

1,5-1,6

1,55

11

0,0040

0,0063

1,2856

0,0052

0,9919

1,6-1,7

1,65

8

0,0029

0,0048

1,5223

0,0045

0,9949

1,7-1,8

1,75

5

0,0018

0,0032

1,7791

0,0033

0,9967

1,8-1,9

1,85

4

0,0015

0,0027

2,0558

0,0030

0,9982

1,9-2,0

1,95

5

0,0018

0,0036

2,3526

0,0043

1,0000

2726

0,4162

0,1098

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 4.1.2 Расчет законов Саттарова

Середина интервала (ki),мкмІ	ki/ko	e^(-ki/ko)	v(ki/ko)	f(ki)	R	A	F(ki)	ДF(ki)
0,05	0,1802	0,8351	0,4245	1,4418	0,4475	0,4000	0,0475	0,0728
0,15	0,5406	0,5824	0,7353	1,7415	0,7047	0,4832	0,2215	0,0800
0,25	0,9011	0,4061	0,9492	1,5679	0,8209	0,4350	0,3859	0,0763
0,35	1,2615	0,2832	1,1232	1,2938	0,8868	0,3590	0,5278	0,0598
0,45	1,6219	0,1975	1,2735	1,0230	0,9235	0,2838	0,6397	0,0537
0,55	1,9823	0,1377	1,4080	0,7888	0,9539	0,2188	0,7351	0,0386
0,65	2,3428	0,0961	1,5306	0,5980	0,9695	0,1659	0,8036	0,0266
0,75	2,7032	0,0670	1,6441	0,4480	0,9796	0,1243	0,8553	0,0200
0,85	3,0636	0,0467	1,7503	0,3326	0,9867	0,0923	0,8944	0,0161
0,95	3,4240	0,0326	1,8504	0,2452	0,9911	0,0680	0,9231	0,0105
1,05	3,7844	0,0227	1,9454	0,1798	0,9942	0,0499	0,9443	0,0095
1,15	4,1449	0,0158	2,0359	0,1312	0,9948	0,0364	0,9584	0,0085
1,25	4,5053	0,0111	2,1226	0,0954	0,9955	0,0265	0,9690	0,0079
1,35	4,8657	0,0077	2,2058	0,0691	0,9961	0,0192	0,9770	0,0058
1,45	5,2261	0,0054	2,2861	0,0500	0,9968	0,0139	0,9829	0,0050
1,55	5,5866	0,0037	2,3636	0,0360	0,9974	0,0100	0,9874	0,0045
1,65	5,9470	0,0026	2,4386	0,0259	0,9981	0,0072	0,9909	0,0040
1,75	6,3074	0,0018	2,5115	0,0186	0,9987	0,0052	0,9935	0,0032
1,85	6,6678	0,0013	2,5822	0,0133	0,9994	0,0037	0,9957	0,0025
1,95	7,0283	0,0009	2,6511	0,0096	1,0000	0,0027	0,9973	0,0027

4.1 РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ПО МЕТОДИКЕ М.М. САТТАРОВА

Порядок расчёта процесса обводнения следующий:

производится схематизация залежи и размещение скважин;

производится статистическая обработка данных исследования кернов;

подсчитываются активные между рядами и геологические запасы в целом по пласту;

определяются приведённые контуры питания и рассчитываются средние дебиты рядов на каждом этапе:

составляется таблица для расчёта средних абсолютных проницаемостей для трубок тока, по которым движется только нефть и только вода, а также расчёта доли нефти и безразмерного времени, и строится зависимость доли нефти от безразмерного времени;

рассчитываются значения безразмерного времени для каждого ряда по годам разработки, по этим значениям из графиков f_H= f (x") находят для каждого года разработки долю нефти в продукции ряда;

рассчитывается процесс обводнения рядов скважин, результаты сводятся в таблицу, форма которой приводится ниже в расчётах;

все результаты расчётов по рядам суммируются, эта сумма будет представлять собой результат процесса обводнения в целом по пласту;

строятся основные графики разработки нефтяной залежи в координатах: годы разработки - показатель разработки.

Расчет процесса обводнения по методу Саттарова ведем в следующем порядке:

=-0,000240805

где - средняя абсолютная проницаемость трубок тока, по которым еще поступает нефть.

=0,416240693

где - средняя абсолютная проницаемость трубок тока, по которым в данный момент времени уже поступает вода.



= (6,3/1.1)*0.8=4,6

где - подвижность воды;

= 0,000126

где - доля нефти в добываемой продукции.

=8,32

где - безразмерное время.

4.2 СХЕМАТИЗАЦИЯ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ

В гидродинамических расчётах залежи неправильной геометрической формы заменяют залежами правильной формы, так как процесс разработки последней не может быть рассчитан вполне точно. Как показали исследования. во многих случаях можно заменить истинную форму залежи правильной геометрической формой, соблюдая при этом известные правила, позволяющие получить результаты расчётов с возможно меньшей погрешностью. Методика гидродинамических расчётов наиболее простая и лучше всего разработана для двух форм залежей: полосообразной и круговой.

В нашем случае мы имеем залежь овальной формы. Данную залежь лучше всего заменить круговой залежью.

При замене необходимо:

чтобы общая площадь нефтеносности реальной залежи и схемы были одинаковы;

площади нефтеносности между рядами на реальной залежи и на схеме были одинаковы;

3) чтобы соотношение длин осей реальной залежи и схемы были одинаковы;

4) число скважин в рядах должно быть одинаково как на схеме, так и на реальной залежи /3/.

Данная залежь имеет внешние нагнетательные ряды, расположенные в законтурной зоне. Исходя из этого, разобьём нашу круговую залежь на блоки. Определим количество добывающих рядов и скважин.

Данные по проведённой схематизации показаны в таблице 4.2.1. Как видим, площади реальной залежи и схематизированной отличаются не сильно, как и количество скважин. В дальнейшем расчёты будем вести по схематизированной залежи.

Таблица 4.2.1 Данные по схематизации залежи.

Параметры	Значение
Средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м Радиус стягивающего ряда, м Радиус первого ряда, м Радиус второго ряда, м Расстояния между скважинами в рядах, м в первом; во втором в стягивающем Радиус внешнего контура нефтеносности, м Радиус внутреннего контура нефтеносности, м	11,2 382,16 1197 792 313,21 310,86 300,00 2592 2310.57

5. РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА ПО МЕТОДИКЕ САТТАРОВА

Исходные данные

Залежь БС₉ в плане имеет вид практически правильного эллипса с размерами осей 6,6 и 5,1 км., т.е. форму, близкую к круговой. Залежь разрабатывается тремя рядами скважин, расположенным по линиям более или менее параллельным внешнему контуру нефтеносности. Первый и второй ряды замкнутые, третий незамкнут. Последней технологической схемой предусмотрено размещение 43 скважин, из них в первом ряду - 24 скважины, во втором - 15, в третьем - 4. Расстояния между рядами - 400 метров, между скважинами - 300. Длина третьего ряда - 1200 метров.

По картам разработки нефтенасыщенности пласта подсчитаны нефтенасыщенные площади между рядами скважин и в целом по залежи: общая площадь нефтенасыщенной зоны составила100,6 км²; площадь в пределах внутреннего контура нефтеносности 76,6 км²; внутри первого ряда скважин 30,2 км²; внутри второго ряда 11,3 км².

Вязкость пластовой воды , вязкость пластовой нефти , пластовое давление 19,0 МПа, давление насыщения нефти газом - 9,7 МПа, радиус скважин 0,1м, коэффициент пористости m=0,20, начальная нефтенасыщенность .

Средняя нефтенасыщенная толщина составляет

Рис 5.1 Расчетная схема круговой залежи 1. Схема расположения контуров нефтеносности. 2. Схема расположения скважин. 3. Эквивалентная схема фильтрационных сопротивлений

Схематизация залежи

Определяем радиус стягивающего внутреннего ряда R₃ скважин по формуле:

Рассчитываем радиусы рядов скважин R_i из условия равенства нефтенасыщенных площадей в соответствующих элементах реальной и расчетной схем по общей формуле:

где S_i -площадь нефтенасыщенных пород в пределах ряда с радиусом R_i:

Радиус внешнего контура нефтеносности определяется из следующей формулы:

Решая последнее уравнение относительно Rв, получим:

Определяем расстояние между скважинами в рядах на расчетной схеме:

Расчет уровня добычи жидкости из залежи в целом, добывающих рядов и средних дебитов скважин в рядах

Определение приведенного контура питания:

где R_p - расчетный контур питания, определяемый по формуле

Таким образом,

Рассчитаем внешние сопротивления

- первого ряда:

- второго ряда:

- третьего ряда:

Внутренние сопротивления

- первого ряда:

- второго ряда:

- третьего ряда:

Составим системы уравнения для определения дебитов скважин

Для первого этапа разработки:

где P_к - давление на контуре питания;

P₁, P₂, P₃ - давление на забое добывающих скважин;

n_i - количество скважин в i-м ряду.

Принимаем давление в скважинах в рядах равным давлению насыщения нефти газом. Решая эту систему уравнений, определим дебит одной скважины на первом этапе разработки:

Дебиты рядов скважин определим по формуле:

- первого ряда:

- второго ряда:

- третьего ряда:



Суммарный суточный отбор жидкости из залежи составит:

Годовой отбор жидкости из залежи:

Аналогично проводим расчеты для второго и третьего этапов разработки. При этом учитываем, что отключаемый добывающий ряд переводится под нагнетание. Результаты расчетов представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Расчет отборов жидкости из скважин.

этапы	q, м3/c	q, м3/сут.	Q1, м3/сут	Q2, м3/сут	Q3, м3/сут	Qсут, м3/сут	Qгод, м3/год
1	0,001473	127,3	3055,2	2036,8	509,2	5601,2	2044438
2	0,002517	217,5	0	3749,6	870	4619,6	1587604
3	0,007968	688,4	0	0	2753,7	2753,7	1005088



6. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

Расчет активных запасов нефти

- для первого ряда:

- для второго ряда:

- для третьего ряда:

G=26.3*10⁶

6.1 ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКА ФУНКЦИИ

Для построения графика функции по формулам:

определяем значения К_н и К_в при фиксированных K_m (значение F(K_m) определяем по формуле:

где к - коэффициент проницаемости пласта; а, К₀ - параметр распределения.

Затем, вычисляем значения по формулам:

, где

;

соответственно. После чего строим график функции .

Таблица 6.1 Результаты расчетов

Km			F(Km)	Kн	Kв
0,0500	0,454358	0,813474	0,0583	0,000322	0,362978	7,987302	0,000592	0,9481
0,1505	0,788281	0,537199	0,2582	0,021873	0,341427	2,535882	0,040960	0,8871
0,2505	1,016990	0,355486	0,4384	0,057057	0,306243	1,408101	0,110485	0,7894
0,3505	1,202976	0,235240	0,5909	0,102725	0,260575	0,899257	0,208102	0,7022
0,4505	1,363830	0,155667	0,7060	0,148541	0,214759	0,616047	0,315589	0,6237
0,5505	1,507619	0,103011	0,7920	0,191240	0,172060	0,440382	0,425612	0,5554
0,6505	1,638840	0,068167	0,8535	0,228056	0,135244	0,326161	0,529229	0,4971
0,7505	1,760306	0,045109	0,8976	0,258837	0,104463	0,248989	0,622906	0,4473
0,8505	1,873916	0,029850	0,9287	0,283701	0,079599	0,195682	0,703800	0,4049
0,9505	1,981021	0,019753	0,9508	0,303446	0,059854	0,158019	0,771681	0,3684
1,0505	2,082624	0,013071	0,9643	0,318053	0,045247	0,131547	0,824135	0,3385
1,1505	2,179497	0,008650	0,9737	0,329265	0,034035	0,112103	0,865763	0,3125
1,2505	2,272243	0,005724	0,9803	0,337786	0,025514	0,097537	0,898231	0,2898
1,3505	2,361349	0,003788	0,9849	0,344181	0,019119	0,086422	0,923084	0,2700
1,4505	2,447213	0,002507	0,9881	0,348935	0,014365	0,077770	0,941838	0,2525

Рис. 6.1 График функции

6.2 РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ПЕРВОГО РЯДА

Расчет проводим в следующей последовательности: по формуле

определяем значение безразмерного времени по годам разработки. По значениям из графика находим для каждого года разработки долю нефти в продукции ряда. Определяем среднее значение доли нефти за год . Определяем количество нефти, добываемое рядом и количество добываемой воды . Расчеты ведем до обводненности продукции скважин 98%. Результаты расчетов приведены в таблице 3.



Таблица 6.2 Процесс обводнения первого ряда

Годы				q1, м3/год	qн1, м3/год	qв1, м3/год
1	0,387759	0,430	0,570	1115148	479513,6	635634,4
2	0,775518	0,230	0,770	1115148	256484,0	858664,0
3	1,163277	0,160	0,840	1115148	178423,7	936724,3
4	1,551035	0,100	0,900	1115148	111514,8	1003633,2
5	1,938794	0,060	0,940	1115148	66908,9	1048239,1
6	2,326553	0,050	0,950	1115148	55757,4	1059390,6
7	2,714312	0,040	0,960	1115148	44605,9	1070542,1
8	3,102071	0,035	0,965	1115148	39030,2	1076117,8
9	3,489830	0,030	0,970	1115148	33454,4	1081693,6
10	3,877589	0,025	0,975	1115148	27827,7	1087269,3
11	4,265347	0,020	0,980	1115148	22303,0	1092845,0

6.3 РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ВТОРОГО РЯДА

Расчет проводим аналогично расчету процесса обводнения первого ряда, используя для определения формулу:

на первом этапе (до t=11) и формулу:

на втором этапе (t>11). Результаты расчетов приведены в таблице 7.3.



Таблица 6.3 Процесс обводнения второго ряда

Годы				q2, м3/год	qн2, м3/год	qв2, м3/год
1	0,2126	0,640	0,360	743432	475796,5	267635,5
2	0,4251	0,410	0,590	743432	304807,1	438624,9
3	0,6377	0,280	0,720	743432	208161,0	535271,0
4	0,8502	0,200	0,800	743432	148686,4	594745,6
5	1,0628	0,180	0,820	743432	133817,8	609614,2
6	1,2754	0,130	0,870	743432	96646,2	646785,8
7	1,4879	0,100	0,900	743432	74343,2	669088,8
8	1,7005	0,080	0,920	743432	59474,6	683957,4
9	1,9130	0,060	0,940	743432	44605,9	698826,1
10	2,1256	0,050	0,950	743432	37171,6	706260,4
11	2,3382	0,040	0,960	743432	29737,3	713694,7
12	3,1419	0,035	0,965	1270054	44451,9	1225602,1
13	3,9456	0,027	0,973	1270054	34291,5	1235762,5
14	4,7493	0,020	0,980	1270054	25401,1	1244652,9

6.4 РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ТРЕТЬЕГО РЯДА

Расчет проводим аналогично расчету процесса обводнения первого ряда, используя для определения формулу:

на первом этапе (до t=11), формулу:

на втором этапе (11<t<14) и формулу:



на третьем этапе (t>14). Результаты расчетов приведены в таблице 7.4.

Таблица 6.4 Процесс обводнения третьего ряда

Годы				q3, м3/год	qн3, м3/год	qв3, м3/год
1	0,0130	1,000	0,000	185858,0	185858,0	0,0
2	0,0260	0,975	0,025	185858,0	181211,6	4646,5
3	0,0390	0,950	0,050	185858,0	176565,1	9292,9
4	0,0521	0,925	0,075	185858,0	171918,7	13939,3
5	0,0651	0,900	0,100	185858,0	167272,2	18585,8
6	0,0781	0,875	0,125	185858,0	162625,8	23232,3
7	0,0911	0,850	0,150	185858,0	157979,3	27878,7
8	0,1041	0,825	0,175	185858,0	153332,9	32525,1
9	0,1171	0,800	0,200	185858,0	148686,4	37171,6
10	0,1301	0,750	0,250	185858,0	139393,5	46464,5
11	0,1432	0,720	0,280	185858,0	133817,8	52040,2
12	0,2279	0,045	0,955	317550,1	14289,8	303260,3
13	0,3127	0,035	0,965	317550,1	11111,3	306435,8
14	0,3974	0,025	0,975	317550,1	7938,8	309611,3
15	0,4724	0,025	0,975	1005088,0	25127,2	979960,8
16	0,5473	0,020	0,980	1005088,0	20101,8	984986,2

6.5 РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ЦЕЛОМ

Все результаты расчетов по рядам скважин суммируются. Эта сумма будет представлять собой результат процесса обводнения в целом по залежи. По данным расчетов добычи нефти и воды по годам разработки определяют следующие показатели:

- обводненность продукции залежи:

- нефтеотдача пласта:

где - нарастающая добыча нефти,

Q_геол - начальные геологические запасы нефти;

- водонефтяной фактор

- суммарный вфактор:

Срок разработки залежи будет определяться годом, в конце которого достигается определенное значение обводненности продукции (98%).

Таблица 6.5 Результаты расчетов процесса обводнения нефтяной залежи

Годы	qн	qв	nв				R
1	1141168	903270,0	44,2%	1141168,1	903270	4,3%	0,791531	0,791531
2	742502,7	1301935,3	63,6%	1883670,8	2205205,3	7,1%	1,753442	2,544973
3	563149,8	1481288,3	72,4%	2446820,6	3686493,6	9,3%	2,630363	5,175336
4	432119,9	1612318,2	78,8%	2878940,5	5298811,8	10,9%	3,731182	8,906518
5	367998,9	1676439,2	82,0%	3246939,4	6975251	12,3%	4,555555	13,46207
6	315029,4	1723408,7	84,5%	3561968,8	8698659,7	13,5%	5,470628	18,9327
7	276928,4	1767503,6	86,4%	3838897,2	10466163,3	14,6%	6,382529	25,31523
8	251837,7	1792600,3	87,7%	4090734,9	12258763,6	15,5%	7,118078	32,43331
9	226746,7	1817691,2	88,9%	4317481,6	14076454,8	16,4%	8,016395	40,4497
10	204392,8	1839994,2	90,0%	4521874,4	15916449	17,2%	9,002246	49,45195
11	185858,1	1858579,9	90,9%	4707732,5	17775028,9	17,9%	9,999994	59,45194
12	58741,7	1528862,4	96,3%	4766474,2	19303891,3	18,1%	26,02687	85,47881
13	45402,8	1542198,3	97,1%	4811877	20846089,6	18,3%	33,96703	119,4458
14	33339,9	1554264,2	97,4%	4845216,9	22400353,8	18,4%	46,61874	166,0646
15	25127,2	979960,8	97,5%	4845216,9	23380314,6	18,4%	39	205,0646
16	20101,8	984986,2	98,0%	4890445,9	24365300,8	18,6%	48,9999	254,0645

По результатам расчетов строим графики разработки нефтяной залежи в координатах: «годы разработки - показатель разработки». Графики представлены на рисунках и 6.2, 6.3.

Рисунок 6.2 Зависимость обводненности и коэффициент нефтеотдачи от времени разработки нефтяной залежи

Рисунок 6.3 Зависимость накопленной добычи нефти и воды от времени разработки залежи.

ВЫВОДЫ

Анализ результатов расчета показал:

· Срок разработки круговой залежи составил 16 лет, за это время обводненность продукции достигла 98%.

· Добыча жидкости составила 29261806 м³, нефти - 4890499,3 м³, воды - 24371306,7 м³. Для увеличения нефтеотдачи пласта данной круговой залежи предлагается метод на основе алюмохлоридного заводнения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ю.П. Желтов. «Разработка нефтяных месторождений» - М.: Недра 1986, 332 с.

2. М.М. Кабиров, Г.А. Шамаев. «Решение задач при проектировании разработки нефтяных месторождений» - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. - 124 с.

3. М.А. Токарев. «Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адапционных геолого-промысловых моделей» - Уфа: УНИ - 1991. - 92 с.

4. М.М. Кабиров. «Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. Типовые расчеты» - Уфа: УНИ - 1985. - 81 с.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. - М.; Недра, 1988.

6. Физика нефтяного и газового пласта. / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. - М.; Недра, 1982.

7. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. - М.; Недра, 1985.

8. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. / А.И. Ширковский. - М.; Недра, 1983.

9. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - М.; Недра, 1983.

10. Основы нефтегазового дела.: Учеб. для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001.

11. Основы нефтяного и газового дела. / Н.Г. Середа, В.М. Муравьев. М.; - Недра, 1984.

12. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. / И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. М.; - Недра, 1983.

Размещено на Allbest.ru