Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений на примере месторождения Кокайты

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений на примере месторождения Кокайты

Геолого-промысловая характеристика месторождения Кокайты, текущее состояние разработки. Выбор оптимального метода для расчета по характеристике вытеснения. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти; прогноз добычи. Охрана недр и окружающей среды.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 26.10.2014
Размер файла 2,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

кокайты нефть вытеснение недра

Общие понятие о характеристике вытеснения

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений стоит вопрос о качественной и количественной оценке производительности и эффективности применяющихся методов. В силу неповторимости технологических и геолого-физических условий, в силу неповторимости производственных и природных факторов, оказывающих влияние на эффективность проведенных мероприятий, а также в силу сочетаний различных факторов для каждого конкретного случая, оценка эффективности воздействия на месторождение, пласт, призабойную зону пласта обладает достаточной степенью сложности.

В данной сложившейся ситуации возник вопрос о применении методов математической статистики для решения ряда задач связанных с оценкой эффективности проводимых мероприятий направленных на повышение нефтеотдачи. Возникновение данной проблемы связано с тем, что применение классических приемов из состава математического аппарата, применительно к таким сложным объектам, как объекты разработки, не дает возможности описать происходящие в недрах процессы. Построение математических моделей и их описание не дает возможности наиболее полно и адекватно охарактеризовать требуемые процессы, и тем более давать какие либо прогнозы на будущее. Таким образом, развитие методов применяемых для осуществления оценки эффективности и прогноза показателей разработки пошло по пути применения методов математической статистики.

Более 40 промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки на основе экстраполяции промысловых данных предложено на данный момент различными авторами. Предложенные методы описываются кривыми вытеснения - различными зависимостями между величинами отборов нефти, воды и жидкости.

Характеристики вытеснения подразделяются на две большие группы: кривые обводнения и кривые падения. Кривые обводнения - это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин, участка, месторождения и зависимости от накопленной добычи жидкости. Кривые падения - это зависимости между текущей и накопленной добычей нефти от фактора времени, а также зависимости между текущей и накопленной добычей нефти. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени. Старейшими промыслово-статистическими методами являются методы М.И. Максимова, И.Г. Пермякова, А.М. Пирвердяна. Промыслово-статистические методы обладают достаточно высокими погрешностями при определении на ранних стадиях, но они весьма широко используются в различных исследованиях, и рекомендованы в различных руководящих документах (РД) в силу их простоты и экспрессности.

В силу того, что характеристики вытеснения характеризуют процессы, протекающие на месторождении со статистической точки зрения, и, следовательно, в силу своих свойств, данные методы позволяют осуществлять определение прогнозных значений показателей разработки, таких как:

1. Прогноз предельных значений накопленной добычи нефти, когда, водонефтяной фактор стремится к бесконечно большому значению. Иными словами, возможно определить максимально возможные извлекаемые запасы нефти;

2. Задаваясь значением балансовых запасов, возможно осуществить нахождение максимально возможного значения коэффициента нефтеизвлечения;

3. Прогноз текущих значений накопленной добычи нефти, воды, жидкости, водонефтяного фактора, задаваясь значением обводненности продукции. Так задаваясь значением обводненности добываемой жидкости = 99%, мы получим прогнозное значение реально возможных извлекаемых запасов нефти.

4. Задаваясь значением балансовых запасов, возможно осуществить нахождение прогнозного значения реально достижимого коэффициента нефтеизвлечения(КИН).

Общие сведения о месторождении Кокайты

Месторождение Кокайты расположено на территории Джаркурганского района Сурхандарьинской области Республики Узбекистан, в 20 км к северо-востоку от районного центра Джаркурган.

В орографическом отношении площадь представляет собой небольшую возвышенность среди всхолмленного плато, северо-восточного простирания, примыкающая к западному склону хребта Ак-Тау. Средняя часть складки сильно изрезана узкими глубокими оврагами. Строение складки по поверхности месторождения совпадает с глубинным строением. Самая высокая часть складки - центральная. Эта часть складки как и вся сводная часть, протягивающаяся на север и юг, сложена красноцветными песчаниками и глинами II свиты неогена, в местах входов пластов песчаника, переслаивающегося с глинами и алевролитами, образуются более пологие формы рельефа. Общие размеры выходов коренных пород составляют 15-20% всей площади.

Возвышенность Кокайты расчленено оврагами. Особенно много оврагов в юго-западной ее части. Наибольшее количество оврагов имеет меридиональное направление и меньшее - широтное. В центральной части складки, где отмечено небольшое поднятие оси, приходит продольной, изрезанный, бессточный овраг, появление которого объясняется раздробленностью пород в зоне прогиба складки. К югу и северу от центральной части рельеф сглаживается и принимает форму пологих увалов. В южной части небольшое развитие имеют бугристые пески, образующиеся как за счет разрушения и переноса ветром коренных пород, так и за счет развивания террасовых отложений Сурхандарьию. Месторождение Кокайты характеризуется отсутствием постоянных водотоков на площади. Ближайшая река Сурхан-Дарья протекает в 8-12 км западнее площади, которая в осенне-зимний период мелеет.

Глава 1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Кокайты

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

Стратиграфия

Меловая система. Самой глубокой скважиной 73 на площади вскрыты отложения туронского яруса.

Турон представлен темно-серыми, песчанистыми, местами известковистыми глинами, чередующимися с серыми мелкозернистыми песчаниками и прослойками известняков и мергелей. Мощность 120 м.

Сенон состоит главным образом из зеленовато-серых и зеленых, иногда песчанистых глин, содержащих прослои зеленовато-серых мелкозернистых песчаников, серых известняков и мергелей. Мощность 310 м.

В разрезе палеогеновой системы различаются акджарские, бухарские, сузакские, алайские, туркестанские, риштан + исфара + ханабадские слои. Общая мощность палеогена 780--790 м.

Акджарские слои (нижний палеоцен) -- светло-серые, трещиноватые известняки, желтоватые и серые доломиты и белые ангидриты. Изредка встречаются прослои серых мелкозернистых песчаников. В акджарских слоях выделяется IV горизонт. Мощность его ПО -- 115 м.

Бухарские слои (верхний палеоцен) -- серые, плотные, местами доломитизированные известняки, пористые, рыхлые доломиты, серые мергели, содержащие прослои белых плотных ангидритов и единичные прослои глин. В разрезе бухарских слоев выделено пять горизонтов (I, II, III, IV, V). Мощность 230--235 м,

Сузакские слои (нижний эоцен) -- толща зеленых известковистых глин с прослоями зеленовато-серых мергелей. Мощность 200--205 м.

Алайские слои (средний эоцен) подразделяются на две части. Нижнюю слагают зеленовато-серые известняки-ракушняки с редкими прослойками глин, а верхнюю -- серо-зеленые глины с прослоями мергелей, известняков и песчаников. Известняки, залегающие в нижней части, выделяются как горизонт I. Мощность 60--65 м.

Туркестанские слои (верхний эоцен) представлены зелеными глинами с прослойками мергелей. В нижней части залегает прослой зеленовато-серых песчаников. Мощность 125--230 м.

Риштан + исфара + ханабадские слои (верхний эоцен) сложены в основном зелеными глинами с прослоями мергелей. Изредка встречаются прослойки глин малинового цвета. Мощность 35--40 м.

Отложения неогена залегают на риштан + исфара + ханабадских слоях и представлены красноцветными образованиями бальджуанской, хингоусской и тавильдаринской свитами. Общая мощность неогена 560--840 м.

Тектоника

Месторождение Кокайты приурочено к антиклинальной асимметричной складке, вытянутой на северо-восток. На поверхности залегают породы красноцветов неогена. По этим отложениям длина складки 27 км, ширина 4 км. В присводовой час-ти углы падения пород не превышают 7--10°, на северо-западном. крыле они возрастают до 50--65°, на юго-восточном -- до 30--40°.

По бухарским слоям углы падения на северо-западном крыле равны 40--45°, но с глубиной увеличиваются до 50°. Юго-восточное крыло падает под углами 30--35°, с глубиной доходит до 65°. Периклинали погружаются под углами 5--7°. По кровле I горизонта бухарских слоев (по изогипсе -- 720) длина складки составляет 7,5 км, ширина 0,9 км.

Ранее считалось, что вдоль оси складки в присводовой части северо-западного крыла имеется взброс с амплитудой 70--75 м, по которому северо-западное крыло надвинуто на юго-восточное. Последние данные бурения (1969 г.) это нарушение не подтвердили.

Нефтеносность

Промышленная нефтеносность на месторождении Кокайты связана с I, II, III горизонтами. Разработка месторождения началась в 1940 г. На 1 января 1970 г. эксплуатационный фонд состоит из 38 скважин.

Горизонт I залегает в кровле бухарских слоев и сложен пористыми трещиноватыми известняками. Общая мощность I горизонта 4 м, эффективная-- 2 м. Пористость пород составляет 15%, проницаемость по промысловым данным равна 0,200 мдарси. Нефтяная залежь I горизонта выявлена в 1939 г., а разрабатывается с 1940 г. Длина залежи 7,1 км, ширина 0,82 км.

Площадь нефтеносности 592 га (по изогипсе -- 710 м). Этаж нефтеносности 100 м. Режим залежи водонапорный. Залежь относится к сводовым, пластовым. Первоначальные дебиты нефти составляли 20 т/сут, первоначальное пластовое давление 130 атм. Первоначальный газовый фактор 1--2 м3/т.

Горизонт II залегает на 17 м ниже I горизонта и представлен рыхлыми известняками. Общая мощность горизонта 7 м, эффективная 4,5 м. Пористость 15%, проницаемость по промысловым данным 0,17 мдарси.

Залежь II горизонта разрабатывается с 1939 г. Длина залежи 6,0 км, ширина 450 м. Этаж нефтеносности 45 м. Площадь нефтеносности по изогипсе --640 м составляет 208 га. Режим нефтяной залежи водонапорный, тип залежи сводовый, пластовый. Первоначальные дебиты нефти 7--50 т/сут, начальное пластовое давление 130 атм. Первоначальный газовый фактор 1--2 м3/т.

Горизонты I и II эксплуатируются совместно скважинами 13, 17, 18, 20, 21, 22, 23 и 38. Обводненность их достигает 85%. Всего с I+II горизонта добыто 16459 т нефти. Текущие дебиты нефти 5,1 т/сут, текущее пластовое давление 83,0 атм.

Кроме того, нефть добывается из I и II горизонтов раздельно. Всего с начала разработки из I горизонта на 1 октября 1969 г. добыто 332011,2 т, а из II горизонта-- 1169635,9 т нефти. Текущий дебит одной скважины в среднем равен 3,5 т/сут. Текущее пластовое давление 30 атм. Нефть I и II горизонтов имеет следующую характеристику: удельный вес 0,930--0,936 г/см3. Содержание серы 2,7--3,80%, асфальтенов 4,8--6,1, акцизных смол 21,8--64,0, парафина 3,1--3,3%. Газ I и II горизонтов, растворенный в нефти, имеет плотность (воздух-1) 140. Содержание сероводорода -- следы или 0,02, углекислого газа 1,1--6,8%. метана 8,5--41,6, азота + редких 11,9--15,6%. Количество газобензина составляет 180 г/м3.

Горизонт III находится в средней части бухарских слоев. Он выражен серыми пористыми известняками, общая мощность которых составляет 15 м, а эффективная 10 м. Пористость по промысловым данным равна 18%, а проницаемость 0,19 мдарси. Нефтяная залежь разрабатывается с 1939 г. Длина залежи 6,6 км, ширина 0,27 км, этаж нефтеносности 35 м. Площадь нефтеносности по изогипсе -- 635 м равна 99 га. Режим залежи водонапорный. Залежь относится к типу сводовых, пластовых. Первоначальный дебит нефти 20 т/сут, первоначальное пластовое давление 123 атм, начальный газовый фактор 1--2 м3/т. На 1 августа 1969 г. эксплуатационный фонд состоит из 9 скважин. Всего с начала разработки добыто 773453,0 т (1974г.) нефти. Текущий дебит нефти 4,8 т/сут. Текущее пластовое давление 80 атм. Нефть III горизонта характеризуется следующими параметрами: удельный вес 0,9527 г/см3, содержание серы 3,5%, асфальтенов 8,8, смол 18,9, парафина 3,4. Выход легких фракций: до 150°--5,4%, до 200°--14,4%, до 300°--24,7%. Газ, растворенный в нефти, имеет плотность 130--1,11, содержание сероводорода -- следы -- 0,25, углекислого газа 1,45% -- 6,2, метана 25,8, азота + редких 14,5--16,2%. Содержание газобензина 165-- 180 г/м3.

Воды горизонта имеют удельный вес 1,089 г/см3. Содержание йода 14--21 вЖв/л, сероводорода от 0 до 0,41. Общая минерализация 105-- 107 г/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу. В некоторых скважинах II и III горизонты разрабатываются совместно. За 1967 г. добыто 3846 т нефти. Средний дебит в сутки составляет 5,4 т при пластовом давлении 80,6 атм.

Рисунок 1.1 - Структурная карта месторождения.

Рисунок 1.2 - Поперечный профиль скважин 3-6.

1.2 Краткое текущее состояние разработки месторождения Кокайты

Нефтяное месторождение Кокайты была введена в эксплуатацию с выявлением промышленной нефтиностности в скважине №2 в 1939 г. К 2011 г. фонд скважин составляет 29 единиц. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки.

На графике динамики основных технологических показателей разработки (Рисунок 1.1), хорошо выделяется два периода.

К первому периоду относится время с 1939 г. по 1949 г., которое характеризуется интенсивным разбуриванием добывающих скважин (26 единиц). Максимальный отбор нефти за этот период приходится на 1949 г. - 150,10 тыс. т., после которого, с быстрым ростом количества попутно добываемой воды, отборы нефти снизились до 57,35 тыс. т. (1951 г.).

Ко второму периоду интенсивного разбуривания месторождения соответствует время с 1950 г. по 1961 г., которое характеризуется достижением локального максимума годового отбора нефти в 1955 г. - 115,62 тыс. т. при фонде действующих скважин равном 27 единиц. После 1955 г. годовой отбор нефти снижается, хотя фонд скважин увеличивается, и максимальное количество действующих скважин достигает в 1961 г. 38 единиц.

Максимальный годовой отбор нефти за весь период эксплуатации было достигнуто в 1949 г. около 150,10 тыс. т., при фонде скважин 18 единиц.

Постепенное понижение пластового давления, вызывает истощение пластовой энергии. В связи с этим в 1994 г. было пробурено 2 нагнетательных скважин, для поддержания пластового давления. В 1994 г. пластовое давление было равно 41 ат. Начиная с 2000 г. пластовое давление достигло стабильной отметки Рпл=35 ат. Это отметка является постоянной по сегодняшний день. Приемистость средней скважины за этот период (1994 - 2011 гг.) увеличилась с 0,348 до 0,488 м3/сут. Более подробные данные приводится в таблице 1.1.

Максимальное значение среднесуточного дебита было достигнуто в 1950 г. и составило 48,14 т/сут при обводнённости 44%. К 2011 году оно снизилось до 1,70 т/сут при обводненности 96%.

Основные технологические показатели разработки месторождения Кокайты приведены в таблице 1.2.

За весь период разработки по состоянию на 2011 г. по месторождению было добыто:

- нефти - 3555,771 тыс. т.;

- пластовой воды - 28759,99 тыс. т.;

- жидкости - 32315,761 тыс. т.

Таблица - 1.1.

№

Годы

Закачка воды, 1*103 м3

Действующий фонд скважин

Среднесут дебит ср. скважины, т/сут

Приемис-тость ср. скважины, м3/сут

Пластовое давление, ат

годовая

накоп- ленная

нагнета-тельные

добыва-ющие

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1994

267,4

267,4

2

28

1,5463

0,348

41,0

2

1995

268,3

535,7

2

27

1,5530

0,349

40,0

3

1996

270,2

805,9

2

26

1,5516

0,352

39,0

4

1997

271,4

1077,3

2

26

1,5036

0,353

38,0

5

1998

272,1

1349,4

2

27

1,3742

0,354

37,0

6

1999

273,8

1623,2

2

29

1,3418

0,356

36,0

7

2000

275,4

1898,6

2

27

1,5298

0,358

35,0

8

2001

276,6

2175,2

2

26

1,5476

0,360

35,0

9

2002

277,3

2452,5

2

26

1,5066

0,361

35,0

10

2003

278,6

2731,1

2

25

1,5533

0,363

35,0

11

2004

271,3

3002,4

2

24

1,7048

0,353

35,0

12

2005

278,4

3280,8

2

23

1,7800

0,362

35,0

13

2006

240,0

3520,8

2

25

1,8019

0,312

35,0

14

2007

283,0

3803,8

2

25

1,6556

0,368

35,0

15

2008

254,7

4058,5

2

27

1,8678

0,331

35,0

16

2009

360,1

4418,6

2

27

2,0541

0,469

35,0

17

2010

374,0

4792,6

2

28

1,7732

0,487

35,0

18

2011

375,2

5167,8

2

29

1,6587

0,488

35,0

Рисунок 1.3 - Динамика годовых технологических показателей разработки месторождения Кокайты

Таблица 1.2 - Динамика основных технологических показателей разработки месторождения Кокайты

№

Годы

Добыча нефти, т

Темп отбора

КИН, %

Добыча жидкости, т

Обводнен-ность, %

Закачка воды, 1*103 м3

Действующий фонд скважин

Среднесуточный дебит средней скважины, т/сут

Приемистость средней скважины, м3/сут

Пластовое давление, ат

годовая

накоп- ленная

от НИЗ,%

от НГЗ,%

годо- вая

накоп- ленная

годо- вая

накоп- ленная

нагне-татель-ные

добы-ваю-щие

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

1939

1096

1096

0,03

0,009

0,009

2887

2887

62

4

0,71

130

2

1940

13559

14655

0,365

0,109

0,118

19175

22062

29,3

8

4,41

129

3

1941

35151

49806

0,947

0,282

0,4

41915

63977

16,1

13

7,04

129,7

4

1942

51942

101748

1,399

0,417

0,817

66845

130822

22,3

11

12,29

129,4

5

1943

54912

156660

1,479

0,441

1,258

81446

212268

32,6

12

11,91

129,2

6

1944

51699

208359

1,393

0,415

1,673

71964

284232

28,2

12

11,21

128,7

7

1945

63763

272122

1,718

0,512

2,184

84028

368260

24,1

11

15,09

128,1

8

1946

91414

363536

2,462

0,734

2,918

117948

486208

22,5

17

14

127

9

1947

119063

482599

3,207

0,956

3,874

164431

650639

27,6

23

13,47

126,4

10

1948

134470

617069

3,622

1,079

4,953

224262

874901

40

26

13,46

125,4

11

1949

150959

768028

4,066

1,212

6,165

277869

1152770

45,7

18

21,83

123,9

12

1950

129470

897498

3,488

1,039

7,205

229705

1382475

43,6

7

48,14

122,7

13

1951

57351

954849

1,545

0,46

7,665

94670

1477145

39,4

9

16,59

122,2

14

1952

66582

1021431

1,794

0,534

8,199

124019

1601164

46,3

12

14,44

121,5

15

1953

67643

1089074

1,822

0,543

8,742

128647

1729811

47,4

23

7,65

120,8

16

1954

91116

1180190

2,454

0,731

9,474

210118

1939929

56,6

26

9,12

119,7

17

1955

115621

1295811

3,115

0,928

10,402

294025

2233954

60,7

27

11,15

116

18

1956

101413

1397224

2,732

0,814

11,216

389598

2623552

74

30

8,8

113,9

19

1957

103904

1501128

2,799

0,834

12,05

477237

3100789

78,2

31

8,72

111,6

20

1958

97615

1598743

2,63

0,784

12,834

514223

3615012

81

32

7,94

108

21

1959

97824

1696567

2,635

0,785

13,619

525665

4140677

81,4

36

7,07

105

22

1960

89560

1786127

2,413

0,719

14,338

562078

4702755

84,1

38

6,13

103,8

23

1961

81516

1867643

2,196

0,654

14,992

469382

5172137

82,6

38

5,58

100,2

24

1962

76975

1944618

2,074

0,618

15,61

491787

5663924

84,3

36

5,57

97,5

25

1963

72472

2017090

1,952

0,582

16,192

478815

6142739

84,9

36

5,24

94,9

26

1964

66213

2083303

1,784

0,532

16,724

469382

6612121

85,9

35

4,92

92,3

27

1965

62803

2146106

1,692

0,504

17,228

522330

7134451

88

38

4,3

89,4

28

1966

59534

2205640

1,604

0,478

17,706

513483

7647934

88,4

38

4,08

86,6

29

1967

56963

2262603

1,534

0,457

18,163

556063

8203997

89,8

38

3,9

83,5

30

1968

58383

2320986

1,573

0,469

18,632

568462

8772459

89,7

38

4

80,3

31

1969

53720

2374706

1,447

0,431

19,063

575549

9348008

90,7

38

3,68

77

32

1970

53688

2428394

1,446

0,431

19,494

568950

9916958

90,6

38

3,68

75,1

33

1971

52931

2481325

1,426

0,425

19,919

596926

10513884

91,1

37

3,72

72,1

34

1972

49307

2530632

1,328

0,396

20,314

621294

11135178

92,1

37

3,47

68,4

35

1973

50792

2581424

1,368

0,408

20,722

690782

11825960

92,6

37

3,57

66,5

36

1974

48279

2629703

1,301

0,388

21,11

723070

12549030

93,3

36

3,49

64,9

37

1975

47822

2677525

1,288

0,384

21,494

824437

13373467

94,2

36

3,46

63,9

38

1976

42750

2720275

1,152

0,343

21,837

821782

14195249

94,8

37

3,01

60,8

39

1977

42410

2762685

1,142

0,34

22,177

778268

14973517

94,6

36

3,07

59,2

40

1978

41030

2803715

1,105

0,329

22,507

777224

15750741

94,7

31

3,44

57,7

41

1979

39445

2843160

1,063

0,317

22,823

799773

16550514

95,1

33

3,11

56

42

1980

37929

2881089

1,022

0,304

23,128

808270

17358784

95,3

32

3,08

55

43

1981

36330

2917419

0,979

0,292

23,419

712877

18071661

94,9

32

2,95

54

44

1982

35300

2952719

0,951

0,283

23,703

733967

18805628

95,2

33

2,78

53

45

1983

34810

2987529

0,938

0,279

23,982

677540

19483168

94,9

30

3,02

52

46

1984

33635

3021164

0,906

0,27

24,252

704981

20188149

95,2

30

2,92

51

47

1985

31400

3052564

0,846

0,252

24,504

691000

20879149

95,5

31

2,64

50

48

1986

31300

3083864

0,843

0,251

24,755

663577

21542726

95,3

31

2,63

49

49

1987

30670

3114534

0,826

0,246

25,002

688717

22231443

95,5

31

2,58

48

50

1988

29740

3144274

0,801

0,239

25,24

703166

22934609

95,8

33

2,35

47

51

1989

27555

3171829

0,742

0,221

25,462

687441

23622050

96

33

2,17

46

52

1990

24420

3196249

0,658

0,196

25,658

663128

24285178

96,3

31

2,05

45

53

1991

23205

3219454

0,625

0,186

25,844

595936

24881114

96,1

31

1,95

44

54

1992

21055

3240509

0,567

0,169

26,013

510712

25391826

95,9

28

1,96

43

55

1993

18590

3259099

0,501

0,149

26,162

446971

25838797

95,8

28

1,73

42

56

1994

16635

3275734

0,448

0,134

26,296

494985

26333782

96,6

267,4

267,4

2

28

1,55

0,35

41

57

1995

16110

3291844

0,434

0,129

26,425

464051

26797833

96,5

268,3

535,7

2

27

1,55

0,35

40

58

1996

15500

3307344

0,418

0,124

26,549

408574

27206407

96,2

270,2

805,9

2

26

1,55

0,35

39

59

1997

15020

3322364

0,405

0,121

26,67

407776

27614183

96,3

271,4

1077,3

2

26

1,5

0,35

38

60

1998

14255

3336619

0,384

0,114

26,784

375856

27990039

96,2

272,1

1349,4

2

27

1,37

0,35

37

61

1999

14950

3351569

0,403

0,12

26,904

372465

28362504

96

273,8

1623,2

2

29

1,34

0,36

36

62

2000

15870

3367439

0,427

0,127

27,032

320709

28683213

95,1

275,4

1898,6

2

27

1,53

0,36

35

63

2001

15460

3382899

0,416

0,124

27,156

302776

28985989

94,9

276,6

2175,2

2

26

1,55

0,36

35

64

2002

15050

3397949

0,405

0,121

27,277

258735

29244724

94,2

277,3

2452,5

2

26

1,51

0,36

35

65

2003

14920

3412869

0,402

0,12

27,397

295435

29540159

94,9

278,6

2731,1

2

25

1,55

0,36

35

66

2004

15720

3428589

0,423

0,126

27,523

289467

29829626

94,6

271,3

3002,4

2

24

1,7

0,35

35

67

2005

15730

3444319

0,424

0,126

27,649

295538

30125164

94,7

278,4

3280,8

2

23

1,78

0,36

35

68

2006

17308

3461627

0,466

0,139

27,788

317436

30442600

94,5

240

3520,8

2

25

1,8

0,31

35

69

2007

15902

3477529

0,428

0,128

27,916

369378

30811978

95,7

283

3803,8

2

25

1,66

0,37

35

70

2008

19376

3496905

0,522

0,156

28,071

333540

31145518

94,2

254,7

4058,5

2

27

1,87

0,33

35

71

2009

21309

3518214

0,574

0,171

28,242

381401

31526919

94,4

360,1

4418,6

2

27

2,05

0,47

35

72

2010

19076

3537290

0,514

0,153

28,395

393415

31920334

95,2

374

4792,6

2

28

1,77

0,49

35

73

2011

18481

3555771

0,498

0,148

28,544

395427

32315761

95,3

375,2

5167,8

2

29

1,66

0,49

35

Глава 2. Существующие методы характеристики вытеснения, выбор метода для прогнозирования на месторождении Кокайты

2.1 Краткое описание существующих групп характеристик вытеснения

1-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Назарова С.Н, Сипачева Н.В. (1972)).

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны.

При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т.е. описывает другие связи заданных величин.

2-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Максимова М.И. (1959)).

Данная группа методов хорошо описывает большинство исследуемых объектов. Методы Максимова М.И. (1959) и Сазонова Б.Ф. (1972) очень слабо, по сравнению с другими методами, особенно методами 1-ой группы, подвержены влиянию на результаты прогноза различного рода коррекций и изменений в системе разработки. Рассматриваемые в этом разделе методы, возможно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, при достижении значений отборов нефти от извлекаемых запасов 0,4-0,5.

Однако существуют объекты, описание которых с помощью данных моделей не вполне адекватно. Это относится к объектам находящимся на поздней стадии разработки при активном проведении работ по коррекции работы месторождения, например по изоляции водопритоков, бурении боковых стволов, внедрении методов увеличения нефтеотдачи. Также это касается месторождений при характерном изменении режима работы на поздних стадиях разработки месторождения.

Метод Максимова М.И. (1959).

М.И. Максимовым, путем изучения процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, представляющего собой трубу, заполненную песком, была установлена эмпирическая зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти.

- эмпирические коэффициенты.

Метод Сазонова Б.Ф. (1973).

Метод, предложенный Б.Ф. Сазоновым, основан на предположении наличия тесной связи между накопленной добычей нефти и жидкости особенно четко проявляющейся в конечной стадии разработки нефтяных залежей.

,

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; - эмпирические коэффициенты.

Продукции скважин, обычно принимаемых 0,02 - 0,05 (доли ед.)и 0,95-0,98 (доли ед.) соответственно.

3-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Пирвердяна А.М. (1970)).

Ряд авторов показывает, что при определенной степени допущений, между динамикой накопленных отборов нефтии динамикой накопленных отборов жидкостиимеет место степенная зависимость вида.

Такое предположение положено в основу целого ряда характеристик вытеснения, основные из которых представлены в таблице 2.3.

Метод Пирвердяна А.М. (1970).

В результате проведенных исследований автором была получена формула, выявляющая связь накопленной добычи нефти VH и накопленной добычи жидкостиследующего вида

Уравнение зависимостивозможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенной А.М. Пирвердяном, и выражение преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод Камбарова Г.С. (1974).

Данный метод, предложен Г.С. Камбаровым и является методом подобным методу Пирвердяна А.М. (1970), однако для данного метода в основу положена не обратно-квадратичная зависимость, а более упрощенная обратная зависимость, между . Проведенные Автором метода исследования выявили наличие связи между накопленной добычей нефти и накопленной добычей жидкости следующего вида

,

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; - накопленная добыча нефти в пластовых условиях; a, b - эмпирические коэффициенты. Уравнение зависимоститакже возможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенное Г.С. Камбаровым (1974) (4.72), и выражение, преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод постоянного нефтесодержания.

Метод постоянного нефтесодержания представляет собой зависимость вида

.

Такая тенденция свойственна объектам на заключительной стадии разработки, когда обводненность продукции достигает 95 - 98%, дальнейший рост обводненности связан с длительной эксплуатацией, резкому росту водонефтяного фактора и, как правило, эксплуатация объекта экономически не оправданна. Данный метод позволяет осуществлять прогноз добычи нефти исходя из заданных проектных значений добычи жидкости на поздней стадии.

Метод Казакова А.А. (1976).

Группа методов на основе степенной модели типа зависимости Пирвердяна А.М. (1970) была обобщена и усовершенствована А.А. Казаковым в 1976 году. Казаков А.А. обобщил представленный тип моделей применительно к любым видам кривых фазовых проницаемостей при условии выполняемости функциональной зависимости Баклея - Леверетта, в отличии, например, от модели Пирвердяна А.М., которая применима лишь для кривых фазовых проницаемостей Д.А. Эфроса.

4-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Говоровой - Рябининой (1957)).

Метод Говоровой - Рябининой (1957) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатах

Предполагается, что данная зависимость, при построении в заданных билогарифмических координатах приобретает линейный характер при достижении определенной стадии разработки.

,

Метод Говоровой Г.Л. - Рябининой З.К. (1957).

Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти

5-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Абызбаева Н.И. (1981)).

Метод Абызбаева Н.И. (1981) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатахт.е. метод представлен зависимостью вида

в основе данной группы методов лежит зависимость вида

,

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

2.2 Выбор оптимального метода для расчета по характеристике вытеснения

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Различные авторы показывают, что на определенных этапах развития фильтрационного процесса вызываемого (индуцированного) на объектах разработки, существует возможность описания и прогнозирования дальнейшего развития фильтрационного процесса с помощью представленных моделей.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны (Таблицы 2.1, 2.2).

Представленные модификации можно разделить на два класса.

Во-первых, это эквивалентные характеристики, при определении с помощью которых параметрических коэффициентов а и b, результаты полностью совпадают.

Во-вторых, характеристики, преобразованные из исходных, но в таком виде, что в результате определения параметрических коэффициентов а и b при помощи метода наименьших квадратов могут быть получены несколько различные значения. Такие характеристики могут учитывать некоторые нюансы при описании связи исходных параметров, которые выявляются в результате аппроксимации и могут снижать ошибки определения прогнозных значений.

Таблица 2.1 - Основные характеристики вытеснения в 1-ой группе и их аналогии

При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Методы представленные модификациями более раннего метода Сипачева - Посевича (1980) возможно привести к виду основного метода простыми алгебраическими преобразованиями коэффициентов a и b (таблица 2.2).

Таблица 2.2 - Связь основного метода Сипачева - Посевича и его модификаций через коэффициенты a и b

Соответственно можно сделать выводы о применимости данных методов на объектах с определенными режимами работы. Так при интенсивном заводнении или активном притоке подошвенных вод, т.е. при активном водонапорном режиме работы объекта, данные методы показывают хорошие результаты.

Однако на объектах с малоактивными водами, когда объект работает на истощение пластовой энергии или при поддержании режима вытеснения близкого к поршневому, когда уровень обводненности сдерживается на низких значениях, например при активных краевых водах и малой толщине пласта данные методы показывают неадекватные результаты.

То же относится и к объектам, на которых активно проводятся работы по снижению обводненности продукции скважин, поскольку данные методы очень чувствительны к всякого рода коррекциям режима работы объекта.

При определении параметров в условиях снижения водо-нефтяного фактора результаты определения приводят к ошибочным результатам.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т.е. описывает другие связи заданных величин, соответственно данный метод отличен по чувствительности к изменениям в системе разработки от двух предыдущих (Рисунок 2.1).

Метод Французского нефтяного института (1972) не асимптотичен в силу квадратичности характера извлечения нефти в данном методе, т.е. при помощи данного метода нет возможности определить максимально извлекаемые запасы нефти при бесконечной фильтрации, в отличие от двух других методов входящих в эту группу, для которых данная операция легко осуществима (Таблица 2.3).

Рисунок 2.1 - Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей. 1) метод Гайсина Д.К., Тимашева Э.М. (1985), 2) аналог метода Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972), 3) метод Французского нефтяного института (1972).

Авторами методов 1-ой группы предложены зависимости выявляющие связи следующего вида

где - накопленная добыча жидкости в пластовых условиях;

- накопленная добыча нефти в пластовых условиях;

- накопленная добыча воды в пластовых условиях.

В соответствии с линеаризацией функции зависимости строятся в координатах:

- метод Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972),

- метод Сипачева Н.В., Посевича (1980),

- метод Французского нефтяного института (1972) (аналог).

По построенным зависимостям определяются интервалы, по которым необходимо определить эмпирические коэффициенты:

a - угловой коэффициент аппроксимирующей прямой,

b - коэффициент определяющий пересечение аппроксимирующей прямой с осью Y.

Необходимо учесть, что полученные зависимости стремятся к линейному виду на конечном участке, следовательно, для определения коэффициентов, которые бы наиболее полно отражали представленные зависимости, выбираются значения лежащие именно на конечном участке.

Для выбранных значений при помощи метода наименьших квадратов определяются коэффициенты линейной аппроксимации a, b.

Рассмотрим метод Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972)

(2.1)

Из уравнения (4.1) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.34)

Дифференцируя уравнение (4.5) по времени получим

(2.6)

(2.7)

Так как то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания fH

(2.8)

(2.9)

(2.10)

тогда, преобразовав, активные извлекаемые запасы нефти для заданного значения нефтенасыщенности ?н будут определяться из выражения

(2.11)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненностибудут определяться из выражения

(2.35)

где a, b - коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.13)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как (2.14)

Рассмотрим метод Французского нефтяного института (1972)

(2.15)

Преобразуем в эквивалентную форму при

(2.16)

Из уравнения (2.16) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.36)

Дифференцируя уравнение (2.17) по времени получим

(2.18)

.(2.19)

Так как, то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания /н

(2.20)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения нефтенасыщенности будут определяться из выражения

(2.21)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненности будут определяться из выражения

.(2.22)

где a, b - коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.37)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.24)

Рассмотрим метод Сипачева Н.В., Посевича (1980)

(2.25)

Из уравнения (2.25) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.26)

Дифференцируя уравнение (2.26) по времени получим

(2.27)

(2.28)

Так как то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания

(2.38)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения нефтенасыщенностибудут определяться из выражения

(2.30)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненностибудут определяться из выражения

(2.31)

где a, b - коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.32)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.33)

При помощи данных методов существует возможность определить максимально извлекаемые запасы нефти при бесконечной фильтрации (Таблица 2.3), также существует возможность нахождения извлекаемых запасов нефти на заданное нефтесодержаниеили обводненность продукции скважин, обычно принимаемых 0,02-0,05 (доли ед.) и 0,95-0,98 (доли ед.) соответственно (Таблица 2.3). При помощи данных моделей существует возможность определения извлекаемых запасов нефти, задаваясь значением водонефтяного фактора ВНФ. При определении значений извлекаемых запасов нефти на заданную обводненность продукции или значение водонефтяного фактора возможно определение прогнозных отборов воды и жидкости (Таблица 2.3).

Таблица 2.3. - Выражения, позволяющие получить основные характеристики при помощи промыслово-статистических методов 1-ой группы

При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и жидкости задаваясь другим критерием ограничения срока разработки - значением водонефтяного фактора.

Глава 3. Прогноз разработки месторождения Кокайты на основе метода характеристики вытеснения 1 группы

3.1 Определение остаточных извлекаемых запасов нефти

Определение основных показателей разработки с использованием методов 1-й группы. За используемый метод возьмем метод Назарова - Сипачева (1972)

.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.1.

1. Вычисляются значения координат метода, в нашем случае координата "х" точки будет определяется как значение "", Координата "у" точки будет определятся как отношение "". Результат расчета приведено в таблице 3.1.

2. По вычисленным координатам строится зависимость, для нашего случая представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Зависимость для определения коэффициентов по методу Назарова - Сипачева.

Таблица 3.1 - Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки.

№

Годовая добыча.т

Накопленная добыча.т

x=Vв

y=Vж/Vн

Годы

Нефть

Вода

Жидкость

Нефть

Вода

Жидкость

1

2

4

5

6

9

10

11

12

13

1

1939

1096

0

1096

1096

0

1096

0

1,00000

2

1940

13559

1791

15350

14655

1791

16446

1791

1,12221

3

1941

35151

5616

40767

49806

7407

57213

7407

1,14872

4

1942

51942

6764

58706

101748

14171

115919

14171

1,13928

5

1943

54912

14903

69815

156660

29074

185734

29074

1,18559

6

1944

51699

26534

78233

208359

55608

263967

55608

1,26689

7

1945

63763

20265

84028

272122

75873

347995

75873

1,27882

8

1946

91414

26534

117948

363536

102407

465943

102407

1,28170

9

1947

119063

45368

164431

482599

147775

630374

147775

1,30621

10

1948

134470

89792

224262

617069

237567

854636

237567

1,38499

11

1949

150959

126910

277869

768028

364477

1132505

364477

1,47456

12

1950

129470

100235

229705

897498

464712

1362210

464712

1,51779

13

1951

57351

37319

94670

954849

502031

1456880

502031

1,52577

14

1952

66582

57437

124019

1021431

559468

1580899

559468

1,54773

15

1953

67643

61004

128647

1089074

620472

1709546

620472

1,56972

16

1954

91116

119002

210118

1180190

739474

1919664

739474

1,62657

17

1955

115621

178404

294025

1295811

917878

2213689

917878

1,70834

18

1956

101413

288185

389598

1397224

1206063

2603287

1206063

1,86319

19

1957

103904

373333

477237

1501128

1579396

3080524

1579396

2,05214

20

1958

97615

416608

514223

1598743

1996004

3594747

1996004

2,24848

21

1959

97824

427841

525665

1696567

2423845

4120412

2423845

2,42868

22

1960

89560

472518

562078

1786127

2896363

4682490

2896363

2,62159

23

1961

81516

387866

469382

1867643

3284229

5151872

3284229

2,75849

24

1962

76975

414812

491787

1944618

3699041

5643659

3699041

2,90219

25

1963

72472

406343

478815

2017090

4105384

6122474

4105384

3,03530

26

1964

66213

403169

469382

2083303

4508553

6591856

4508553

3,16414

27

1965

62803

459527

522330

2146106

4968080

7114186

4968080

3,31493

28

1966

59534

453949

513483

2205640

5422029

7627669

5422029

3,45826

29

1967

56963

499100

556063

2262603

5921129

8183732

5921129

3,61695

30

1968

58383

510079

568462

2320986

6431208

8752194

6431208

3,77089

31

1969

53720

521829

575549

2374706

6953037

9327743

6953037

3,92796

32

1970

53688

515262

568950

2428394

7468299

9896693

7468299

4,07541

33

1971

52931

543995

596926

2481325

8012294

10493619

8012294

4,22904

34

1972

49307

571987

621294

2530632

8584281

11114913

8584281

4,39215

35

1973

50792

639990

690782

2581424

9224271

11805695

9224271

4,57333

36

1974

48279

674791

723070

2629703

9899062

12528765

9899062

4,76433

37

1975

47822

776615

824437

2677525

10675677

13353202

10675677

4,98714

38

1976

42750

779032

821782

2720275

11454709

14174984

11454709

5,21086

39

1977

42410

735858

778268

2762685

12190567

14953252

12190567

5,41258

40

1978

41030

736194

777224

2803715

12926761

15730476

12926761

5,61058

41

1979

39445

760328

799773

2843160

13687089

16530249

13687089

5,81404

42

1980

37929

770341

808270

2881089

14457430

17338519

14457430

6,01804

43

1981

36330

676547

712877

2917419

15133977

18051396

15133977

6,18745

44

1982

35300

698667

733967

2952719

15832644

18785363

15832644

6,36206

45

1983

34810

642730

677540

2987529

16475374

19462903

16475374

6,51472

46

1984

33635

671346

704981

3021164

17146720

20167884

17146720

6,67553

47

1985

31400

659600

691000

3052564

17806320

20858884

17806320

6,83323

48

1986

31300

632277

663577

3083864

18438597

21522461

18438597

6,97906

49

1987

30670

658047

688717

3114534

19096644

22211178

19096644

7,13146

50

1988

29740

673426

703166

3144274

19770070

22914344

19770070

7,28764

51

1989

27555

659886

687441

3171829

20429956

23601785

20429956

7,44106

52

1990

24420

638708

663128

3196249

21068664

24264913

21068664

7,59168

53

1991

23205

572731

595936

3219454

21641395

24860849

21641395

7,72207

54

1992

21055

489657

510712

3240509

22131052

25371561

22131052

7,82950

55

1993

18590

428381

446971

3259099

22559433

25818532

22559433

7,92198

56

1994

16635

478350

494985

3275734

23037783

26313517

23037783

8,03286

57

1995

16110

447941

464051

3291844

23485724

26777568

23485724

8,13452

58

1996

15500

393074

408574

3307344

23878798

27186142

23878798

8,21993

59

1997

15020

392756

407776

3322364

24271554

27593918

24271554

8,30551

60

1998

14255

361601

375856

3336619

24633155

27969774

24633155

8,38267

61

1999

14950

357515

372465

3351569

24990670

28342239

24990670

8,45641

62

2000

15870

304839

320709

3367439

25295509

28662948

25295509

8,51179

63

2001

15460

287316

302776

3382899

25582825

28965724

25582825

8,56240

64

2002

15050

243685

258735

3397949

25826510

29224459

25826510

8,60062

65

2003

14920

280515

295435

3412869

26107025

29519894

26107025

8,64958

66

2004

15720

273747

289467

3428589

26380772

29809361

26380772

8,69435

67

2005

15730

279808

295538

3444319

26660580

30104899

26660580

8,74045

68

2006

17308

300128

317436

3461627

26960708

30422335

26960708

8,78845

69

2007

15902

353476

369378

3477529

27314184

30791713

27314184

8,85448

70

2008

19376

314164

333540

3496905

27628348

31125253

27628348

8,90080

71

2009

21309

360092

381401

3518214

27988440

31506654

27988440

8,95530

72

2010

19076

374339

393415

3537290

28362779

31900069

28362779

9,01822

73

2011

18481

376946

395427

3555771

28739725

32295496

28739725

9,08256

1. На построенной зависимости конечной участок кривой характеризуется стремлением к линейному виду. Поэтому конечный участок зависимости возможно линейно аппроксимировать, т.е. определить уравнение линейной зависимости между "х" и "у", а именно определить коэффициенты "а" и "b" зависимости y=ax+b. Аппроксимацию необходимо выполнять методом наименьших квадратов. Для этого задаем определенное количество точек "N", лежащее на одной прямой. Затем находим "?x", "?y", "?(xy)", "?(xІ)" и "(?x)І". Найденные параметры подставляем в формулы

А и В - угловые коэффициенты.

Другая возможность определения заключается в применении встроенной функции программы "Excel" из пакета "Microsoft office".

Для этого необходимо построить в программе график зависимости (рисунок 3.1.), для интервала точек конечного участка (выделены на рисунке) (рисунок 3.2). Для выделенного интервала необходимо построить линию линейного тренда и задать определение в качестве параметров для нее уравнения и значения достоверности аппроксимации (корреляции).

В данном примере значение коэффициентов будут следующими:

A=0,00000016447; B=4,3554680398, при достоверности аппроксимации =0,9997.

Найденные коэффициенты ("А" и "В") расчётным и графическим путем должны быть равны, тогда можно сказать, что решение были произведено верно.

Рисунок 3.2 - Определение коэффициентов "А" и "В" по методу Назарова - Сипачева.

2. С применением выражений из таблицы 3.1. для метода Назарова - Сипачева необходимо рассчитать значения искомых параметров (таблица 3.2).

В данном случае при бесконечной промывке пласта значения максимально возможных извлекаемых запасов будут равны 6080220,66 м3.

При условии ограничения добычи до обводненности , извлекаемые запасы сократятся на величину

6080220,66-4960838,72=1119381,94 м3

и составят 4960838,72 м3.

Значение предельной обводненности продукции можно принять и другое например 95%; 98%.

Остаточные запасы на 2012 год составит разность между извлекаемыми запасами на заданную предельную обводненность и отобранным объемом нефти (из таблиц 3.1 и 3.2).

4 960 838,72-3555771=1405067,72 м3

При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и жидкости задаваясь другим критериям ограничения срока разработки - значением водонефтяного фактора.

Таблица 3.2. - Определение параметров для текущего примера по методу Назарова - Сипачева

Извлекаемые запасы

Примечание

Vн.извл.max

6 080 220,66

ВНФ-

Vн.извл.(fн)

4 960 838,719

18,23

Vн.извл.(fв)

4 960 838,719

Добыча Н-

Vж.пред.

95 377 664,95

4 960 838,72

Vв.пред.

90 416 826,23

Vн.извл.(ВНФ)

4 960 838,719

Остаточные запасы

Vн.ост.max

2 542 930,66

Vн.ост.(fн)

1423549

Vн.ост.(fв)

1423549

Vн.извл.(ВНФ)

1 423 548,72

Для остальных методов (м/д Сипачева - Посевича и м/д Французского института) определение извлекаемых запасов определяется аналогичным путем.

1. Исходные данные приведены в таблице 3.3 и 3.5, соответственно.

2. Определяемые параметры приведены в таблице 3.4 и 3.6

соответственно.

3. Определение коэффициентов "А" и "В" для методов Сипачев-Посевич и Французского института приведена на рисунках 3.3 и 3.4.

4. Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей показано на рисунке 3.5.

Таблица 3.3 - Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки (Сипачев-Посевич)

№

Годовая добыча.т

Накопленная добыча.т

x=Vж

y=Vж/Vн

Годы

Нефть

Вода

Жидкость

Нефть

Вода

Жидкость

1

2

4

5

6

9

10

11

12

13

1

1939

1096

0

1096

1096

0

1096

1096

1,00000

2

1940

13559

1791

15350

14655

1791

16446

16446

1,12221

3

1941

35151

5616

40767

49806

7407

57213

57213

1,14872

4

1942

51942

6764

58706

101748

14171

115919

115919

1,13928

5

1943

54912

14903

69815

156660

29074

185734

185734

1,18559

6

1944

51699

26534

78233

208359

55608

263967

263967

1,26689

7

1945

63763

20265

84028

272122

75873

347995

347995

1,27882

8

1946

91414

26534

117948

363536

102407

465943

465943

1,28170

9

1947

119063

45368

164431

482599

147775

630374

630374

1,30621

10

1948

134470

89792

224262

617069

237567

854636

854636

1,38499

11

1949

150959

126910

277869

768028

364477

1132505

1132505

1,47456

12

1950

129470

100235

229705

897498

464712

1362210

1362210

1,51779

13

1951

57351

37319

94670

954849

502031

1456880

1456880

1,52577

14

1952

66582

57437

124019

1021431

559468

1580899

1580899

1,54773

15

1953

67643

61004

128647

1089074

620472

1709546

1709546

1,56972

16

1954

91116

119002

210118

1180190

739474

1919664

1919664

1,62657

17

1955

115621

178404

294025

1295811

917878

2213689

2213689

1,70834

18

1956

101413

288185

389598

1397224

1206063

2603287

2603287

1,86319

19

1957

103904

373333

477237

1501128

1579396

3080524

3080524

2,05214

20

1958

97615

416608

514223

1598743

1996004

3594747

3594747

2,24848

21

1959

97824

427841

525665

1696567

2423845

4120412

4120412

2,42868

22

1960

89560

472518

562078

1786127

2896363

4682490

4682490

2,62159

23

1961

81516

387866

469382

1867643

3284229

5151872

5151872

2,75849

24

1962

76975

414812

491787

1944618

3699041

5643659

5643659

2,90219

25

1963

72472

406343

478815

2017090

4105384

6122474

6122474

3,03530

26

1964

66213

403169

469382

2083303

4508553

6591856

6591856

3,16414

27

1965

62803

459527

522330

2146106

4968080

7114186

7114186

3,31493

28

1966

59534

453949

513483

2205640

5422029

7627669

7627669

3,45826

29

1967

56963

499100

556063

2262603

5921129

8183732

8183732

3,61695

30

1968

58383

510079

568462

2320986

6431208

8752194

8752194

3,77089

31

1969

53720

521829

575549

2374706

6953037

9327743

9327743

3,92796

32

1970

53688

515262

568950

2428394

7468299

9896693

9896693

4,07541

33

1971

52931

543995

596926

2481325

8012294

10493619

10493619

4,22904

34

1972

49307

571987

621294

2530632

8584281

11114913

11114913

4,39215

35

1973

50792

639990

690782

2581424

9224271

11805695

11805695

4,57333

36

1974

48279

674791

723070

2629703

9899062

12528765

12528765

4,76433

37

1975

47822

776615

824437

2677525

10675677

13353202

13353202

4,98714

38

1976

42750

779032

821782

2720275

11454709

14174984

14174984

5,21086

39

1977

42410

735858

778268

2762685

12190567

14953252

14953252

5,41258

40

1978

41030

736194

777224

2803715

12926761

15730476

15730476

5,61058

41

1979

39445

760328

799773

2843160

13687089

16530249

16530249

5,81404

42

1980

37929

770341

808270

2881089

14457430

17338519

17338519

6,01804

43

1981

36330

676547

712877

2917419

15133977

18051396

18051396

6,18745

44

1982

35300

698667

733967

2952719

15832644

18785363

18785363

6,36206

45

1983

34810

642730

677540

2987529

16475374

19462903

19462903

6,51472

46

1984

33635

671346

704981

3021164

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены