2.5 Характеристики обводенния пласта

2.5.1 Построение характеристик обводнения пласта

Характеристики обводнения продукции скважин это зависимость обводненности продукции от коэффициента заводнения. Она позволят пронаблюдать как обводнялась продукция во время разработки промыслового объекта.

Чтобы построить характеристики обводнения скважин необходимо знать потенциально извлекаемые запасы нефти по скважинам, или по объекту в целом, если необходимо построить характеристику обводнения объекта.

Для расчетов будем использовать фактические данные из эксплуатационной карточки показателей разработки месторождения. Данные сведены в таблицу 2.8. представленную ниже.

Таблица 2.8

Скважина № 1647 Введена в эксплуатацию 22,05,89
ДАТА	Дни эксплуатации	Qн(t), т	qн, т/сут	B%	qж, т/сут
1	2	3	4	5	6
6,89			2,6	6,3	2,8
12,89			6,9	6,1	7,4
За год	235	611
6,90			0,9	6,3	0,9
12,90			0,3	7,5	0,3
За год	245,5	826
6,91			0,3	7,5	0,3
12,91			1,7	14,8	2
За год	365	965
6,92			1,5	14,8	1,8
12,92			1,6	5,7	1,9
За год	365	1542
6,93			1,6	7,1	1,9
12,93			1,5	8,8	1,7
За год	321	2049
6,94			0,4	1	0,5
12,94			1,3	4,8	1,5
За год	261,5	2347
6,95			9,4	14,3	9,5
12,95			4,4	14,8	4,6
За год	259,4	3570
6,96			2,4	11,9	2,8
12,96			3,6	9,9	4,2
За год	190,8	4316
6,97			2	10,2	2,2
12,97			4,5	9,6	5
За год	357,8	5605
6,98			2,9	10,2	3,3
12,98			5,1	9,6	5,6
За год	362	7135
6,99			3,8	9,9	4,2
12,99			7	11,3	7,9
За год	336,7	8358

Так как имеются данные только до 1999 года, то я самостоятельно продлеваю график до точки пересечения с прямой, где обводненность равна 100%. Опуская линию из этой точки на ось накопленной добычи нефти, получаю потенциально извлекаемые запасы.

Построение характеристики обводнения:

Обводненность - известная величина (по фактическим данным),

Остается определить только величину коэффициента заводнения:

зав(t) = Qнн(t)/Qпот.извл.

Qпот.извл (по объекту) = Qпот.извл (по скважинам)

Теперь зная все необходимые величины, строим характеристики обводнения. Графики характеристик обводнения представлены ниже на рисунках.

Сводная таблица текущей и потенциально извлекаемой добычи нефти по графическому методу

№ скв	Qнакопл	Qпот-извл
3447	8912	16320
1676	19948	37900
1656	13465	22364
1639	11287	23698
1877	9444	24500
2050	12730	48530
3306	16155	24500
1647	8358	35000
1882	8714	25400
1883	4039	20300
1884	10467	24100
2052	8503	32700
1888	3664	14200
1889	4567	15369
3320	10335	18540

Универсальные характеристики добычи и обводненности по скважине №1884 пласта ПК19-20

Универсальные характеристики добычи и обводненности по скважине №1639 пласта ПК19-20

2.5.2 Анализ универсальных характеристик добычи и обводненности

Процесс разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой отличается тем, что рано или поздно с нефтью будет добываться и вода. С появлением в продукции воды, добыча нефти начинает уменьшаться с той или иной интенсивностью, а добыча воды возрастать. Как правило, выделяют три группы залежей, отличающихся по характеру обводнения в начальный период эксплуатации:

К первой группе относятся высоко вязкие нефти, такие залежи с момента их пуска дают обводненную продукцию.

Ко второй группе относятся такие залежи, для которых характерно постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в эксплуатацию.

К третьей группе относятся залежи, большинство объектов которых, дают чистую нефть на протяжении некоторого периода с начала разработки. Длительность безводного периода определяется физико-геологическими свойствами пласта, положением скважин относительно водонефтяного контакта и других факторов.

По данным замерам добычи нефти, воды во времени, можно построить интегральную характеристику процесса обводнения по участку и залежи в целом. В качестве такой характеристики используют зависимость обводненности продукции скважин от текущей нефтеотдачи, представляющей собой отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам по анализируемому участку. Кривые существенно отличаются друг от друга, отражая особенности разработки залежей с различными геолого-физическими свойствами. Это влияет не только на характер зависимости, но и на величину запаса нефти, извлекаемой при достижении 100% обводненности.

Барсуковское месторождение относится ко второй группе залежи для которых характерно постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в эксплуатацию. На построенных универсальных характеристиках добычи и обводненности по скважинам пласта ПК19-20 видно, что обводненность продукции начинала расти с момента ввода скважин в эксплуатацию и составляла порядка 10%. Благодаря своевременному проведению геолого-технических мероприятий на многих скважинах удалось не допустить резкого увеличения содержания воды в продукции скважин.

Почти на всех скважинах с начала разработки участка наблюдаются резкие изменения дебитов по нефти и по жидкости. В процессе эксплуатации скважин вследствие ряда факторов происходит засорение ПЗС парафинами, мех. частичками, дебиты падают, а после промывки и обработки забоев наблюдается улучшение фильтрационных характеристик коллектора и дебиты соответственно вырастают. Этим и объясняется скачкообразное поведение кривых дебита по нефти и жидкости, представленных на диаграммах.

2.6 Анализ работы системы ППД

Закачка воды в целях поддержания пластового давления начата на Барсуковском месторождении в 1988г. По состоянию на 1.01.1999 г. в продуктивные пласты закачано 52738,5 тыс. мЗ воды, в т.ч. 35115,4 тыс. мЗ сеноманской и 17623,1 тыс. мЗ пресной. Плановые и фактические объемы закачки воды в 1998-1999 гг. представлены в таблице 2.10.

Таблица № 2.10 Показатели работы системы ППД

Год	Объём закачки воды, тыс. м3
	Плановый	Фактический
	годовой	накопленный	всего	в т.ч. сеноманской	в т.ч. пресной
			годовой	накопленный	годовой	накопленный	годовой	накопленный
1998	7465	43110	8508	44319	5735	30172	2773	14147
1999	8550	51660	8419	52738	5943	35115	2476	17623

Добыча сеноманской воды на месторождении осуществлялась из водозаборных скважин электропогружными насосными установками типа УЭЦПК16-3000-160. Общий фонд водозаборных скважин составляет шесть шт., из них четыре действующих, две находятся в бездействии. Средний дебит водозаборных скважин составляет 3221 м3/сут при коэффициенте эксплуатации 0,838. Существующие мощности КНС способны обеспечить при фактической производительности насосов и условии их оптимального peзepвирования объем закачки 9,4 млн.мЗ/год Общий фонд нагнетательных скважин на 1.01.1999г. составил 143, из них 124 действующих, 19 в бездействии. Коэффициент эксплуатации действующего фонда в среднем за год 0,99, коэффициент использования общего фонда 0,85 (таблица 2.11.). Средняя фактическая приемистость нагнетательных скважин на 1.01.1999г. составила: по пласту БС11-2 - 891 м3/сут, по пласту БС12 - 110 м3/сут, по пласту ПК19-20 - 545 мЗ/сут.

Таблица № 2.11 Показатели работы фонда нагнетательных скважин

Показатель	1998	1999
Фонд, шт., общий	138	143
Фонд, шт., действующий	118	124
Коэффициент эксплуатации действующего фонда	0,98	0,99
Коэффициент использования общего фонда	0,84	0,85
Средняя приемистость, м3/сут., ПК19-20 факт	709	545
ПК19-20 проект	362	440
Давление на устье, Мпа ПК19-20 факт	12,2	12,9
ПК19-20 проект	18,0	18,0

Средняя приемистость по пласту БС11-2 значительно превышает проектную, для выяснения причин этого явления необходимо провести контроль за состоянием пластового давления на линии нагнетания. Следует отметить, учитывая опыт закачки воды на месторождении, что в технологической схеме разработки проектное давление на устье завышено и в установке насосов типа ЦНС180-1900, согласно проекта обустройства №4350, выполненного Гипротюменнефтегазом в 1987г., нет необходимости.

Сопоставительный анализ запроектированных и фактически построенных напорных водоводов показал, что имеется ряд отличий от проектных: общая протяженность действующих на 1.01.1999г. напорных водоводов составила 86,1 км, что отличается от проектного 99,1 км в меньшую сторону, поскольку проект обустройства месторождения реализован не полностью; при строительстве водоводов практически не использовались трубы диаметром 89 мм; водоводы диаметром 114 мм частично построены из труб с меньшей толщиной стенки.

С целью оценки технического состояния сетей высоконапорных водоводов и определения объемов необходимой реконструкции водоводов были проведены расчеты максимально допустимых давлений при котором данные водоводы могут эксплуатироваться. Полученные результаты показали, что при фактическом давлении закачки воды на КНС для безаварийной эксплуатации водоводов в 2000-2001 гг. необходимо провести их реконструкцию. Для этого требуется заменить 8,8 км труб.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1. Существующие мощности насосного парка при фактической производительности насосов и условиях их оптимального резервирования могут обеспечить объем закачки порядка 9,4 млн. мЗ в год.

2. Учитывая опыт закачки воды на месторождении следует, что проектное давление на устье нагнетательных скважин завышено и использование насосов тина ЦНС180-1900 согласно проекта обустройства №4350 выполненного Гипротюменнефтегазом в 1987 г. нецелесообразно.

3. Из 86,1 км высоконапорных водоводов в 2000-2001 гг., для обеспечения безаварийной их эксплуатации, требуется реконструировать 8,8 км.

В настоящее время в качестве источника рабочего агента в системе ППД используются сточные и пресные воды. Допустимые нормы содержания твердых взвешенных веществ н нефтепродукта в закачиваемых водах определены согласно СТПО148463-007-88 "Временные нормы содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах поддержания пластового давления на месторождениях Главтюменнефтегаза" и составляют соответственно: для пластов БС-8, БС-13, БС-14 - 15 и 25 мг/л, для пласта БС-11-2 - 20 и 30 мг/л, для пластов БС-7, БС-10-1, БС-12 - 30 и 45 мг/л, для пластов ПК19-20,АС 10 - 40 и 60 мг/л

2.7 Методы увеличения нефтеотдачи

Методы повышения нефтеотдачи пластов, как это определено здесь, включают применение специальных методов повышения нефтеотдачи нефти, оставшейся в пласте после заводнения. Эта оставшаяся нефть находится в местах, где ее вытеснение не происходило, или она является остаточной, связанной капиллярными силами. Если суммарная нефтеотдача пластов ПК19-20 достигает 40;, то общий объем оставшейся нефти будет являться объемом остаточной нефти в той части коллектора, которая охваченная заводнением.

Нефть, оставшаяся в неохваченных заводнением участках коллектора, является прямой целью для применения полимерного заводнения. В данном случае в нагнетаемую воду добавляется повышающее вязкость вещество, которое снижает подвижность воды. Это повышает коэффициент вытеснения при заводнении. Однако, коэффициент подвижности, превалирующий при заводнении пластов ПК 19-20, уже является благоприятным. Улучшение коэффициента подвижности будет иметь только незначительное влияние на нефтеотдачу. Поэтому, не рекомендуется рассматривать полимерное заводнение в качестве серьезного средства повышения нефтеотдачи.

Для извлечения связанной нефти методом вытеснения ее другим флюидом, следует снизить величину межфазного натяжения между нефтью и вытесняющим флюидом до нуля, или почти до нуля. Для достижения этого существует два практических метода: (1) заводнение с использованием поверхностно-активных веществ и (2) заводнение с использованием смешивающего с нефтью газа. При заводнении с использованием помощи добавления поверхностно-активных веществ низкое межфазное натяжение достигается при помощи добавления поверхностно-активных ( помимо других) в нагнетаемую воду. При заводнении с использованием смешивающегося с нефтью и газа, флюид непосредственно смешивается или создает смешиваемость с нефтью, является СО2.

Оба метода заводнения, с использованием поверхностно-активных веществ и с использованием смешивающегося с нефтью газа, по теории могут быть рассмотрены для применения их в пластах ПК 19-20. Подземные условия не исключают ни один из этих методов. При идеальных условиях, методы повышения нефтеотдачи в ПК19-20 могут дать в результате дополнительно до 10 % дополнительной нефтеотдачи, повышая общую нефтеотдачу до 50%.

Методы повышения нефтеотдачи являются очень дорогостоящими по трем причинам. Первая, они требуют обширных лабораторных и пробных испытаний, прежде чем они будут применены в масштабах месторождения. Вторая, все они требуют больших начальных инвестиций в инфраструктуру месторождения и в подготовку нагнетаемых флюидов. Третья, методы повышения нефтеотдачи не являются постоянно применяемыми в практике, они требуют трудозатрат и использование специально подготовленного персонала. Поэтому, методы повышения нефтеотдачи могут применятся только при очень благоприятных экономических условиях (цена на нефть). Чтобы методы повышения нефтеотдачи были прибыльными, цена на нефть должна превышать по меньшей мере 30 долларов США.

Учитывая существующие и прогнозируемые цены на нефть, становится ясно, что для применения специальных методов повышения нефтеотдачи для разработки пластов в настоящий момент и в обозримом будущем существует мало возможностей, либо их нет совсем. Максимизация нефтеотдачи должна поэтому осуществляться в контексте применяемых в настоящее время методов заводнения.

2.8 Эффективность методов обработки призабойной зоны добывающих скважин

За последний год на Барсуковском месторождении применялись следующие методы обработки призабойной зоны скважин:

- гидравлический разрыв пласта (ГРП) по технологии фирмы “Пурнефтеотдача”;

- кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП) по технологии фирмы “Пурнефтеотдача”;

- солянокислотная обработка (СКО) по технологии ОАО “Пурнефтегаз”.

Технология ГРП фирмы “Пурнефтеотдача” включает: глушение скважины пластовой водой; дополнительную перфорацию обрабатываемого пласта; спуск НКТ с пакером: выполнение гидроразрыва с образованием трещин; закрепление трещин закачкой песка; демонтаж и подъем НКТ с пакером и спуск глубинного насосного оборудования.

Технология кислотного гидравлического разрыва пласта фирмы “Пурнефтеотдача” содержит следующие операции: глушение скважины пластовой водой; дополнительная перфорация обрабатываемого пласта; обработка соляной кислотой высокопроницаемых интервалов пласта и временная их изоляция с применением спецматериалов; защита обсадной колонны от высокого давления пакером; закачка соляной кислоты в низкопроницаемые интервалы пласта с давлением 10-15 МПа и образованием трещин; реагирование соляной кислоты с породой в течение одного часа и свабирование пласта.

По технологии ОАО “Пурнефтегаз” соляная кислота закачивается с давлением менее 10 МПа, при котором необходимость применения пакеров отпадает и в низкопроницаемых интервалах пласта не образуются трещины. В остальном эта технология не отличается от КГРП фирмы “Пурнефтеотдача”. Объем закачки соляной кислоты 15% концентрации составляет 1-2 м3 на метр толщины обрабатываемого пласта. Свабирование осуществляется при больших депрессиях на пласт, обеспечивающих высокую скорость фильтрации жидкости к забою скважин и вынос из пласта закупоривающих материалов.

Эффективность описанных выше методов ОПЗ добывающих скважин приведена в табл. 2.13.

Таблица 2.13

	Коли-	Успеш-	Дебит нефти,	Кратность	Средний прирост
ОПЗ	чество	ность,	т/сут	увеличе-	дебита нефти на
	обрабо-	%			ния	одну обработку,
	ток		до	после	дебита	т/сут
ГРП
“Пурнефтеотдача”	11	73	1,9	2,6	1,4	1,0
КГРП
“Пурнефтеотдача”	30	86	1,9	3,2	1,7	1,6
СКО
“Пурнефтегаз”	23	95	0,9	2,6	2,9	2,1

Как видно из табл. 2.13, наиболее эффективным методом ОПЗ является СКО по технологии ОАО“Пурнефтегаз”.

В дальнейшем при разработке месторождения с учетом накопленного опыта предлагается внедрить комплекс технологий солянокислотных ОПЗ пласта, обеспечивающий продолжительный рентабельный уровень добычи.

2.9 Прогноз нефтеизвлечения на ближайший период времени

На рисунке показан прогноз добычи из пластов Барсуковского месторождения на последующие пять лет, основываясь на экстраполяции наблюдаемых тенденций добычи по отдельным добывающим скважинам. Прогноз включает зависимость содержания воды от дебита жидкости и времени простоя. Он также включает остановку добывающих скважин с высоким содержанием воды. Результаты прогнозирования подобны тем, которые получены с помощью экстраполяции имеющихся данных по всему месторождению при использовании результатов моделирования коллектора.

Без каких-либо значительных изменений в разработке месторождения существующая добыча нефти будет продолжать снижаться, а обводненность будет увеличиваться. Подсчитано, что добыча нефти с января 1998 года по январь 2003 составит от7.5 млн. до 8.5 млн.м3.(6.6-7.5 106 тонн). Нефтеотдача в январе 2003 составит от 25% до 26%.Суммарная добыча воды за данный период составит от 20 до 30 млн. м3. Тогда обводненность в 2003 г. составит от 80% до 90%. Добыча воды на месторождении будет в большей степени зависеть от допустимой добычи на одну добывающую скважину. В зависимости от ограничения, добыча воды может возрасти или даже снизиться.

Ликвидация добывающих скважин основана на экономических критериях: скважина закрывается, если эксплуатационные расходы превышают чистые доходы. Обычно скважины закрывается, когда обводненность превышает 91% Ликвидационные работы в ближайшие годы будут составлять главную часть программы разработки пластов Барсуковского месторождения. В настоящее время несколько скважин работают уже с превышением экономических ограничений.

3. Расчетная часть

3.1 Очаговое заводнение

Очаговое заводнение - эта система характеризуется тем, что скважины под нагнетание воды выбираются после разбуривания части площади по равномерной сетке по данным промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Скважина, выбираемая для избирательного заводнения, должна обладать высоким коэффициентом продуктивности. Вскрытые горизонты должны быть с низкими абсолютными отметками, так как вытеснение нефти водой в направлении снизу вверх более эффективна. Такая система заводнения предпочтительней для неоднородных коллекторов. При системе очагового заводнения воду закачивают в пласт через отдельные нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специально. Применяют ее в качестве вспомогательного способа для вовлечения в процесс разработки отдельных линз или частей пласта, не охваченных вытеснением.

3.2 Принципы и методика выбора скважин под очаговое заводнение

При проектировании очагового заводнения на каком-либо участке, важно правильно выбрать скважину под закачку воды. Именно от этого, в первую очередь, зависят эффективность разработки участка, величина дебита окружающих скважин, полнота извлечения нефти. Специальные теоретические исследования и накопленный опыт очагового заводнения при разработке Ромашкинского месторождения показали, что выбор скважин под очаговое заводнение должен осуществляться на основе следующих принципов:

Для вовлечения в активную разработку всех запасов рассматриваемого участка выбираемая под нагнетание воды скважина должна иметь хорошую гидродинамическую связь со всеми добывающими скважинами участка. Это означает, что она должна находиться на сравнительно равном расстоянии от всех скважин участка и в ней должны быть представлены по возможности все продуктивные пласты переводимого под очаговое заводнение объекта. Выбранная под очаг скважина должна обеспечивать возможность достижения высоких темпов выработки запасов на участке. Для этого она должна быть лучшей по коллекторским свойствам. Очаговые скважины следует размещать таким образом, чтобы не допускать оттоков нефти в заводненную зону. Если на участке необходимо ввести в действие одну очаговую скважину или более, то для лучшего использования их энергетической необходимо, чтобы между ними (двумя нагнетательными скважинами) имелась хотя бы одна добывающая скважина.

По технической характеристике выбираемая под очаг скважина должна соответствовать требованиям, предъявленным к нагнетательной скважин. Степень гидродинамической связи очаговой скважины с окружающими ее добывающими скважинами определяется по величине коэффициента связности, рассчитываемому по формуле (3.1):

n

?(mr/m)Рri?hri

i=1 i=m

C= ???????????????????? , где (3.1)

n i

? ?hR

i=1 i+m

m-число скважин, окружающих рассматриваемую;

mr-число скважин вскрывших коллектор по пласту;

Pr-доля коллектора, вскрываемого рассматриваемой скважиной (0 или1);

hr-суммарная мощность коллектора по пласту, вскрытого в рассматриваемой и окружающих скважинах; n-число пластов, вскрытых скважиной. Фактический коэффициент связности, определялся по очаговым скважинам Ромашкинского месторождения, изменяется в пределах 0,7-1. Поскольку очаговая скважина кроме охвата запасов нефти участка разработкой должна обеспечить возможность достижения высоких темпов их выработки ,для скважин с наибольшим значением коэффициента связности рассчитывают коэффициент (x)по формуле (3.2):

1 1

= ???????????????????? ? ???????? , где (3.2)

1/(чн ? м*) +1(1+m1-чн) 1+m

ц -показатель интенсивности системы заводнения или относительный дебит одной пробуренной скважины приходящийся на единицу коэффициента продуктивности и перепада давления;

m1.m2-количество добывающих скважин расположенных на участке и первой орбите соответственно приходящиеся на одну нагнетательную (очаговую) скважину;

ч-коэффициент продуктивности нагнетательной скважины выраженной в долях единиц от среднего по участку;

м-соотношение подвижностей нефти и воды в условиях пласта.

Максимальная интенсивность системы заводнения достигается при выполнении следующих условий, формула (3.3):

0,8 ? зэ

з= ????????????????????? , (3.3)

v м*

знагн - коэффициент продуктивности нагнетательной скважины, определенный до начала закачки воды;

зэ- суммарный коэффициент продуктивности по жидкости всех добывающих скважин участка очагового заводнения. По мере обводнения пластов в добывающих скважинах коэффициенты продуктивности их по жидкости будут увеличиваться, а интенсивность системы заводнения снижаться. Для того чтобы не снижалась интенсивность заводнения, надо по мере обводнения пластов в скважинах увеличивать количество очаговых скважин на участке и проводить изоляционные работы в добывающих скважинах. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин влияет и на величину конечного коэффициента нефтеотдачи, который определяется произведением трех коэффициентов:

коэффициента сетки К1,

коэффициента вытеснения К2

коэффициента заводнения К3.

Если коэффициент вытеснения не зависит от применяемой системы разработки и предельно допустимой себестоимости. Коэффициент заводнения определяется следующим образом, формула (3.4):

К зt = К зн +( К зк+ К зн)?Аt , где (3.4)

Кзt- коэффициент заводнения на момент времени t; Кзн- начальный коэффициент заводнения за безводный период разработки; Кзк- конечный коэффициент заводнения; Аt- обводненность добываемой нефти в момент времени t. Начальный и конечный коэффициент заводнения определяется по формулам, выведенным с предположением ,что расчетная послойная неоднородность нефтяных пластов математически описывается формулами гамма-распределения, формула (3.5,3.6):

1 1

К зн = ??????????????? , (3.5) К=??????????????? , (3.6)

1.20+4.20V? 0.95+0.25V?

V2-показатель расчетной-послойной неоднородности пластов, которая определяется с учетом действительной послойной неоднородности разрабатываемых нефтяных пластов V2, c учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи эксплуатационных скважин стягивающего ряда, формула (3.7)

V?=V1?+(V1?+1)?(2/(1+m))?(1.1((V3?+1)/(V3?/4+1)), где (3.7)

m число эксплуатационных скважин на одну нагнетательную;

2/(1+m)- доля запасов нефти залежи, в пределах которой происходит стягивание фронта вытеснения агента;

1,1- коэффициент, учитывающий языкообразование фронта агента;

Vз?- зональная неоднородность нефтяных пластов по коэффициенту

продуктивности.

Анализ результатов дал следующие выводы. При низком значении коэффициентов продуктивности залежи для достижении высоких коэффициентов нефтеотдачи необходимо переходить к системам повышающих дебит скважин. Создание интенсивных систем заводнения приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи для низко продуктивных и прерывистых коллекторов, и к снижению коэффициент нефтеотдачи для высокопродуктивных коллекторов площадного расположения, при выборе скважин под очаг в условиях низкопродуктивных коллекторов главным образом следует считать достижение высоких дебитов эксплуатационных скважин.

3.3 Методика расчета показателей с применением очагового заводнения

Расчет технологических показателей разработки \ при очаговом заводнении производится по методике ТатНИПИ нефть, в которую внесены небольшие изменения. Дебит нефти определяется по формуле (3.8 3.9)

qo/Qo t

qн= ????????????????? ?(Qo - ?qн ) (3.8)

1+qo/2Qo i

qо =з?No?(Pс нагн -Pc э)?ц?Э?365?10? 3 , где (3.9)

qн- отбор нефти с участка, тыс.тонн в год.

Q- начальноизвлекаемые запасы нефти на участке очагового заводнения; qн- нефть добытая с начала разработки по участку в целом;

ср- среднее значение коэффициента продуктивности скважин, тонн/сут*кг/см?;

Рс наг,Рс э- среднее забойное давление в нагнетательной и эксплуатационной скважинах соответственно, кгс/см?;

*- соотношение подвижностей нефти и воды в пластовых условиях; m-число добывающих скважин по участку в целом, приходящих на одну нагнетательную;

- текущие извлекаемые запасы нефти в долях от начальных; A-расчетная текущая обводненность;

- коэффициент эксплуатации скважин;

э- среднее начальное значение коэффициента продуктивности нагнетательной скважины, определенное с учетом вязкости воды, тонн/сут*кг/см?;

Aср- средняя расчетная обводненность жидкости за весь период разработки, в долях.

Расчет отбора жидкости ведется по формуле (3.10):

qo/Qfo t

qf= ?????????????? ?(Qfo - ?qf ) , где (3.10)

1+qo/2Qfo i

Qfo- начальные извлекаемые запасы жидкости;

?qf-накопленный с начала разработки расчетный отбор жидкости;

Для определения расчетного отбора жидкости необходимо вычислить среднюю фактическую обводненность А2 ср за прошедший период разработки, перевести ее в расчетную среднюю обводненность Аср с помощью коэффициента м*.

По величине добытой с начала разработки нефти и расчетной обводненности определяют расчетный отбор жидкости по формуле (3.11):

? qf=? qн ?(1-Аср), (3.11)

Пересчетный коэффициент средней обводненности в расчетную производится по формуле (3.12):

Aср=А2ср/(А2ср + (1-А2ср)м*)?г в/гн), где (3.12)

гв,гн - удельный вес воды и нефти, г/см?.

Формулы, где определения коэффициентов получены в результате обработки расчетных данных, полученных для элемента многопластовой залежи, зонально и послойно неоднородной, разрабатываемой методом рассредоточенного заводнения в условиях, когда нефть и вытесняющая ее вода различаются по вязкости.

Величина извлекаемых запасов жидкости определяется следующим образом, формула (3.13):

Qfo= 1.5*Q*(1/(1-Аср)), где (3.13)

Средняя обводненность зависит от предельной обводненности Апр, до которой эксплуатируют скважины, неоднородности V? скорости выработки запасов. Приближенно эта зависимость описывается следующим образом, формула (3.14)

qз= (qн?г*+qа2)(1+е), где (3.14)

г*- переводной коэффициент из поверхностных в пластовые условия, который равен коэффициенту сжимаемости, поделенному на удельный вес нефти в поверхностных условиях;

е -доля потерь закачиваемой воды, связанными с оттоками за контур нефтеносности или с потерями обусловленными техническими причинами, отбор воды определяемая, как разность между отбором жидкости и отбором нефти.

Если в процессе осуществления очагового заводнения происходят изменения системе разработки (ввод новых добывающих скважин, организация дополнительных очагов, остановка обводнившихся скважин), то производится пересчет амплитудного дебита q0 , коэффициентов ц и и.

Сводная таблица текущей и потенциально- извлекаемой добычи нефти по графическому методу

Таблица 3.6.2

№ скв	Q накопл	Q п-извл	№ скв	Q накопл	Q п-извл	№ скв	Q накопл	Q п-извл	№ скв	Q накопл	Q п-извл
960	1,548	2,216	190	43,481	61,287	158	368,195	433,1706	141	171,06	201,2471
777	25,624	32,548	189	12,973	39,654	155	213,091	250,6952	91	77,5786	91,26894
775	49,964	60,548	188	60,926	91,248	154	164,864	193,9576	776	37,91	44,6
774	200,129	255,36	187	125,265	159,687	153	438,973	516,4388	175	133,407	156,9494
773	58,798	75,69	186	256,214	356,247	150	0,099499	5,236	171	0,214672	1,325
772	599,653	723,698	185	131,974	176,398	149	1,165	3,365	168	222,849	262,1753
771	73,207	89,654	184	99,654	139,547	148	190,984	226,369	97	58,973	69,38
770	146,96	181,325	183	101,232	168,369	147	309,514	364,1341
769	113,492	157,69	182	401,325	473,654	146	46,321	54,49529		16905,4	17843,27
768	76,32	92,687	181	322,256	401,235	145	2,576	10,326		16906,7
767	16,354	32,658	180	326,037	399,654	144	171,06	201,2471
766	32,577	45,879	179	756,69	832,214	142	56,489	66,45765
765	41,257	59,687	178	862,273	963,54	654	56,847	66,87882
764	226,365	289,147	177	306,325	456,321	5634	54,979	64,68118
5802	0,881	5,598	176	83,66212	121,365	5633	104,321	122,7306
580	12,365	16,648	174	100,376	164,358	5615	32,909	40,321
5639	35,152	49,687	170	232,559	266,489	5613	78,07	91,84706
5636	33,659	39,998	169	376,439	476,321	163	340,214	400,2518
5632	15,75271	25,687	167	470,677	567,321	162	750,321	882,7306
5617	25,356	36,789	166	492,196	676,369	159	316,365	372,1941
5611	39,799	49,687	165	650,231	732,147	157	3,41	22,321
5610	12,343	39,987	164	490,214	601,235	152	112,321	131,36
204	24,889	36,984	161	309,496	462,147	151	74,114	87,19294
191	89,901	153,24	160	560,325	621,369	143	379,654	446,6518
	1952,346			7572,8			4266,856		701,99

3.4 Расчетные формулы разработки нефтяной залежи

Методика В.Д. Лысенко.

Наличие удовлетворительных по своей точности уравнений разработки нефтяной залежи является необходимым признаком способности эффективно управлять этим процессом. Уравнения должны обладать достаточной полнотой: учитывать все основные параметры и все существенно влияющие факторы.

1.Уравнение добычи нефти

q(t)=(q0(t)/(Q0(t)+0.5*q0(t))*(Q0(t)-(q1+...+qt-1)); где

q(t) - дебит нефти рассматриваемой залежи в момент времени t

q0(t) - амплитудный дебит или начальный максимальный дебит

Q0(t) - начальные извлекаемые запасы введенные в разработку

2. Уравнение добычи жидкости

qf(t)=(q0(t)/(Qf0(t)+0.5*q0(t))*[Qf0(t)*(1+Eв)-(qf1+...+qf(t-1))]; где

qf(t) - расчетный дебит жидкости в году t при отсутствии различия физических свойств нефти и вытесняющего агента

Qf0(t) - расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости в году t

Ев - коэффициент увеличения расчетных начальных извлекаемых запасов

3. Уравнение числа работающих скважин

n(t)=[N0(t)/(N0(t)+0.5*n0(t))]*[n0(t)-((n0*n/N0)1+...+(n0*n/N0)t-1);

N0(t)=n0(t)*2*Qf0(t)/q0(t); где

n(t) - число работающих скважин в году t

n0(t) - число пробуренных и введенных в эксплуатацию скважин в году t

n0 - проектное число скважин

n0э, n0н -число проектных эксплуатационных и нагнетательных скважин

n0э1 - число скважин находящихся в первых рядах относительно нагнетательных

N0(t) - начальный запас скважино-лет в году t.

4. Текущая потребная закачка вытесняющего агента оказывается следующим образом связанной с текущим дебитом нефти, расчетным текущим дебитом жидкости и текущим (от середины предыдущего года до середины данного года) изменением пластового давления:

qз(t)=(q(t)*Y*+(qf(t)-q(t))*M0+Qб(t)*b***(Pплt-Pпл(t-1)))*(1+Eз);

М0= 0,5*(1+ М*)* Y*; Y*= Yв/ Yн;

М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К21,5; где

М0- коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента

М* - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти

Y* - весовое соотношение вытесняющего агента и вытесняемой нефти

b** - эквивалентный коэффициент упругоемкости, учитывающий долю геологических запасов нефти в объеме продуктивного пласта (bн)

Qб(t) - разбуренные и введенные в разработку балансовые запасы в году t

Кф - фильтрационный коэффициент, учитывающий тормозящие действия остаточной нефти

К2 - коэффициент вытеснения нефти водой

5. В приведенных выше уравнениях содержались величины амплитудного дебита и пластового давления. Определим их по следующим формулам:

q0(t)=T*Кпрср*n0(t)*(Рсн - Рсэ)*ф*z1*z2*z3

ф=(1/(1/М*+1/m1))*1/(1+m)

m1=n0э1/n0н; m=n0э/n0н

М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К21,5;

z1=1-1.3*((n0-nи)/(n0-Vпр2))0,5*(Vпр2/nи)0,5;

Vпр2=(Kпр2)ср/(Kпрср)2 -1;

z2=1/(1+2.3*(0.2*Vпр2+W2)*S'/d2);

S'=S/n0; d=r*(2*((Кпр2)ср-(Кпрср)2)/((К*-К**)2)ср)0,5;

z3=1+0.06*ln(n0/nи);

z1 - коэффициент надежности

z2 - коэффициент учитывающий снижение общего дебита системы скважин из-за прерывистости и зональной неоднородности по проводимости пластов

z3 - коэффициент учитывающий увеличение амплитудного дебита за счет пропорционального сгущения сетки скважин

V2пр - зональная неоднородность по продуктивности

Рсэ, Рсн - забойное давление добывающих и нагнетательных скважин

Кпрср - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти

ф - функция относительной производительности скважины при единичном коэффициенте продуктивности и единичной разности забойных давлений в нагнетательных и добывающих скважинах

W - доля неколлектора по площади распределения слоев и пластов

S' - площадь, приходящаяся на одну скважину

d - сторона квадратной зоны и площадь зоны, которыми моделируется зональная неоднородность

Рпл(t)=(Pсн*M**n0н+Pсэ*n0э)/(M**n0н+n0э);

Рпл(t) - пластовое давление

6. В представленные формулы разработки нефтяной залежи кроме амплитудного дебита входят и другие интегральные параметры, в их числе начальные извлекаемые запасы нефти. Этот параметр представляется следующей цепочкой формул:

Q0(t)=Qб(t)*Kно=Qб(t)*K1*K2*K3*K4;

К1=е**((0,2*Vз2+W2)*S'/d2);

К3=К3н+(К3к-К3н)*А; К3н=1/(1,2+4,2*V2); К3к=1/(0,95+0,25*V2);

А=А2/((1-А2)*М0+А2); М0=0,5*(1+М*)*Y*;

Vнс2=(2*lср)/S';

К4=(0,8+q0'*Tc/Q00')/(1+q0'/Q00'*Tc); Q00'=Q00/n0; Q0'=Q0(t)/n0, где

К1 - коэффициент охвата дренированием

К2 - коэффициент вытеснения нефти водой

К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти

К4 - доля использования потенциально извлекаемых запасов нефти

А2 - весовая доля агента в продукции нефтяных пластов

А - расчетная предельная максимально допустимая доля агента в продукции добывающей скважины

V2 - неравномерность вытеснения нефти агентом в типичную добывающую скважину

Q00 - потенциально извлекаемые запасы

7. Следующим по важности интегральным параметром, входящим в уравнение разработки нефтяной залежи является расчетный суммарный отбор жидкости за все время разработки залежи или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости.

Qf0(t)=Qб(t)*K1*K2*F*K4;

F=K3н+(K3к-K3н)*ln(1/(1-A));

F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

Расчет буду производить по выше приведенным формулам.

Исходные данные, необходимые для расчета показателей разработки п методике В. Д. Лысенко сведены в табл.3.2.:

Таблица 3.2

Параметр	Ед.измер.	значение	Параметр	Ед.измср.	значение
Т	сут	347	Qe	тыс.т	18000
По	СКВ	25	Qoo	тыс. т	5000
Пи	СКВ	11	м„	мПа*с	10
* Ct	МПа	14	м,	м11а*с	0,5
р.,	МПа	30	Те	год	11
л- пл	МПа	17	V2 т пр		0,61
yh,	кг/м	821	W	Д-сд	0,03
Y,	кг/м	1001	К2	д.ед	0,9
Кпрср	т/су т* МПа	3,2	S	тыс.м	160

3.5 Методика расчета

1. Расчет амплитудного дебита.

q0(t)=T*Knp*n0(t)*(Pсн- Рсэ|**ф*z1*z2

ф=(1/(1/М*+1/m1,))*1/(1+m)

m1=n0э1/n0н;m=n0э/n0н

М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К1.5;

z1= 1 -1.3 * ((n0-n )/(no-Vпр2))0,5* (Vпр2nи,)0-5;

Vпр2=(Кпр2)ср/*(Кпрср)2-1

Z2=l/(l+2.3*(0.2*!Vпp2+W2)*S'/d2);

S'=S/no;d=r*(2*((Kпp2)СР-(KпpСР)2)/((K.-K..)2)сp)o*5;

2. Расчет начальных извлекаемых запасов.

Qo(t)=Qб(t)*Kно=Qб(t)*K1*K3*K3*K4;

K1=e**((0,2*Vз2+W2)*S'/d2);

Кз=К3н+(К3к-К3н)*А; К3н=1/(1,2+4,2*V2); К3к=1/(0,95+0,25*V2);

A=A2/((l-A2)*M0+A2);M0=0,5*(l+M*)*Y*;

3.Расчет текущего дебита нефти.

q(t)=(q0(t)/(Q0(t)+0.5*q0(t))*(Q0(t)-(q1+...+qt-1));

Q0(t)=Q0*n0(t);

4. Определение расчетных начальных извлекаемых запасов жидкости.

Qf0(t)=Qб(t)*K1*K2*F*K3;

F=К3н+(К3к-К3н)*ln(1/(1-А));

5. Определение дебита жидкости.

qf2(t)=q(t)+(qr(t)-q(t))*M0;

qr(t)=(q0(t)/(Qfo(t)+0.5*q0(t))*[Qf0(t)*(l+Eв)-(qf1,+...+qf(t-1)];

6. Расчет пластового давления.

Рпл(t)=(Рсн*М*n0н+Рсэ*n0э)/(М**П0n+П0э.);

7. Расчет потребной закачки агента.

qз(t)=(q(t)*Y*+(qf(t)-q(t))*M0

Для расчета очагового заводнения на Барсуковском месторождении по методике В.Д. Лысенко, на ПЭВМ мною была составлена программа в Microsoft Exel. Рассчитанные при помощи программы, по методике В. Д. Лысенко показатели разработки, представлены в табл.3.3.

Вывод

Расчеты проводились для двух вариантов разработки пласта ПК19-2( первый из которых предусматривал эксплуатацию объекта существующим добывающими и нагнетательными скважинами, а второй - ввод в эксплуатацию четырёх дополнительных нагнетательных скважин в течении последующих 6 лет.

По результатам расчетов были построены зависимости изменения новых показателей разработки во времени, представлен прогноз показателей разработки на 6 лет, а также сравнение годовых отборов по нефти жидкости, рассчитанных по двум вариантам разработки.

Сравнивая по диаграмме фактическую накопленную добычу нефти расчетной можно сделать вывод, что принятая для расчетов методика В.Д. Лысенко хорошо учитывает особенности эксплуатации объекта и достаточно точно описывает динамику изменения основных показателей разработки. Это позволяет нам с большей точностью спрогнозировать дальнейшее поведение показателей разработки пласта ПК 19-20 Барсуковского месторождения.

На графике годовых отборов нефти видно, что с вводом дополнительных нагнетательных скважин удастся стабилизировать и не допустить падения добычи нефти, по сравнению с базовым вариантом разработки.

Размещено на Allbest.ru