Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

В таблице 3.4 значения К_н и К_в вычисляются по формулам 10 и 11 (п. 2.3).

Значения долей воды и нефти f_в и f_н рассчитываются по формулам 6 и 5 (п. 2.3), безразмерное время вычисляется по формуле 13 (п. 2.3). Коэффициент охвата определяется по следующей формуле:

3.6 Расчёт значений безразмерного времени для каждого ряда по годам и определение по графику соответствующей доли нефти

Безразмерное время для каждого ряда, для каждого этапа, по годам рассчитывается по формулам:

для первого этапа первого ряда:

для первого этапа второго ряда:

для первого этапа третьего ряда:

для второго этапа второго ряда:

для второго этапа третьего ряда:

для третьего этапа третьего ряда:

где q₁, q₂, q₃ - дебиты соответствующих рядов соответствующих этапов за год; активные запасы соответственно между контуром нефтеносности и первым рядом, между первым и вторым, между вторым и третьим; t₁, t₂, t₃ - продолжительность соответствующего этапа.

Для определённых значений ? по графику на рисунке 2.1. находим соответствующую долю нефти f_н. В таблицах 3.7, 3.8, 3.9 приведены рассчитанные значения безразмерного времени и определённые по графику доли нефти.

3.7 Результаты обводнения рядов скважин

Результаты расчётов обводнения рядов скважин приведены в таблицах 3.7, 3.8, 3.9.

3.8 Показатели разработки по рядам и по всей залежи в целом

Расчётные показатели разработки по рядам приведены в таблицах 3.7, 3.8, 3.9, по пласту в целом - в таблице 3.10. Графики изменения показателей разработки во времени показаны на рисунках 3.3-3.13.

4. Метод повышения нефтеотдачи залежи кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения

В результате расчетов показателей разработки залежи кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения оказалось, что конечный коэффициент нефтеотдачи составил 23% от начальных геологических запасов.

Для его увеличения предлагается такой метод как заводнение растворами полимеров.

Данный выбор метода увеличения нефтеотдачи пласта связан с геолого-физическими свойствами коллектора и пластовых флюидов (таблица 4.1) [7].

Таблица 4.1. Геолого-физические условия эффективного применения метода увеличения нефтеотдачи растворами ПАВ

Сущность метода заключается во внедрении полимерных растворов в продуктивный пласт через нагнетательные скважины обустроенные специальным скваженным оборудованием, в увеличении вязкости вытесняющего агента, увеличении охвата пласта заводнением.

По этой технологии в нефтяной пласт последовательно нагнетают различные оторочки растворов химреагентов, из которых основная - оторочка водного раствора полимера.

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40-50% от объема пор. Размер оторочки, концентрация и тип полимера должны выделяться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой и связанной воды. При высокой минерализации пластовых вод концентрация растворов увеличивается в 2-3 раза.

Давление для нагнетания полимерных растворов требуется значительно более высокое чем при обычном заводнении. Сущ Метод вытеснения нефти полимерными растворами можно использовать только при ограниченном содержании ионов кальция и магния в воде (до 0,025 г. /л). Метод с наибольшим успехом можно использовать на месторождениях с проницаемостью пласта более 0,1 мкм². При пластовой температуре более 90?С вследствие деструкции макромолекул реагентов использовать нецелесообразно. Глубина залегания и толщина пласта при полимерном заводнении не лимитируется.

Полимерное заводнение может оказаться технически не осуществимым в слабопроницаемых пластах.

Система размещения скважин может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти, но вполне логично применять более плотные сетки скважин для полимерного заводнения.

Полимерное заводнение зависит от условий рвботы месторождения. Мировой опыт позволил выделить ряд недостатков:

1. Резкое снижение приемистости нагнетательных скважин, что объясняется увеличением вязкости полимерного раствора. Это удается тогда, когда полимер равномерно растворяется в воде.

2. Полимеры эффективны до температуры 90?С, при большей температуре происходит диструкция.

3. При малой вязкости нефти эффект меньше так же как и при высокой.

5. Практические рекомендации по прогнозированию процесса обводнения и нефтеотдачи нефтяных месторождений

Рекомендации по использованию того или иного метода прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений нельзя рассматривать в отрыве от периода разработки, когда применение этого метода наиболее целесообразно, т.е. достигается наибольшая точность прогноза.

Анализируя эмпирические методы выделенных групп, можно сделать следующие выводы:

1. На ранней стадии разработки, когда имеющаяся информация об эксплуатируемом объекте не позволяет использовать эмпирические методы 2 и 3 групп, при прогнозировании процесса обводнения и нефтеотдачи следует применять эмпирические методы 1 группы.

2. По мере накопления фактического материала об эксплуатируемом объекте большее предпочтение следует отдавать эмпирическим методам 2 группы.

3. В период прогрессирующего обводнения продукции залежи при достаточном объеме информации о пласте целесообразно использовать эмпирические методы 3 группы.

Указать конкретные границы применения каждой из групп методов весьма затруднительно, так как для отдельных методов одной группы они изменяются в широких пределах.

На сегодняшний день невозможно выделить гидродинамические или эмпирические методы прогнозирования, позволяющие с достаточной точностью и в течение всего периода эксплуатации залежи рассчитывать показатели ее разработки.

Существующие эмпирические и гидродинамические методы прогноза имеют свои преимущества и недостатки. Преимущества эмпирических методов по отношению к гидродинамическим состоят в следующем:

эмпирические методы основаны на обработке фактического материала эксплуатации залежей, что в какой-то степени повышает надежность этих методов;

они позволяют интегрально учитывать геологические особенности строения пласта и некоторые технологические особенности разработки. Это преимущество наиболее характерно для эмпирических методов 2 и особенно 3 группы;

простота их применения.

Наряду с преимуществами эмпирических методов прогнозирования имеют ряд допущений и недостатков:

первое отмеченное преимущество эмпирических методов заключает в себе и их недостаток, так как точность расчетов по ним в большой степени зависит от количества имеющихся фактических данных;

возможность прогнозирования появляется спустя определенный период времени с начала эксплуатации месторождения. Этот недостаток наиболее характерен для эмпирических методов 2 и особенно 3 группы;

методы 1 группы принципиально можно использовать для прогнозов лишь в случаях, когда строение и условия разработки новых залежей мало отличается от строения и условий разработки старых залежей, по которым выявлены те или иные закономерности процесса обводнения;

во всех рассматриваемых эмпирических методах предполагается, что в течении прогнозируемого периода система разработки месторождений изменяется несущественно. Имеется в виду, что такие факторы как дополнительные линии разрезания, организация очагового и циклического заводнения, резкое изменение числа скважин, темпов отборов или закачки жидкости и другие могут в какой-то степени повлиять на результаты расчетов.

Использование последних без учета гидродинамики пласта может привести к значительным погрешностям.

Так, М.М. Саттаровым, И.Б. Генкиным, В.П. Халявиным предлагается комбинированный метод прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений, основанный на гидродинамических методах расчета с последующей корректировкой полученных результатов с использованием фактических данных эксплуатации.

Методика расчета добычи нефти заключается в следующем.

1. В основу расчета берутся технологические схемы и проекты разработки нефтяных месторождений, откорректированные на основании фактических данных о состоянии их разработки.

2. По данным технологических схем и проектов разработки по каждому месторождению строятся кривые зависимости: текущего отбора нефти и жидкости от накопленной добычи нефти; обводненности продукции, количества отключенных скважин и среднего дебита скважины по жидкости от коэффициента нефтеотдачи.

3. На эти графики наносятся аналогичные кривые зависимости по фактическим данным разработки месторождения.

4. Фактические кривые экстраполируются с учетом характера зависимости рассматриваемого показателя по проекту или технологической схеме разработки.

Примерно подобный подход предлагается в работе М.И. Максимова.

Таким образом, прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи нефтяных месторождений целесообразно осуществлять с использованием на ранней стадии гидродинамических методов расчета и последующей корректировкой полученных результатов с помощью эмпирических методов. Причем, на ранней стадии эксплуатации месторождений данные гидродинамических расчетов следует корректировать с помощью эмпирических методов 1 группы. В более поздних стадиях разработки, по мере накопления фактических данных об эксплуатируемом объекте, большее предпочтение следует уделять эмпирическим методам 2 и 3 группы [4].

Выводы

В данной работе я осуществил расчёт показателей разработки залежи Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения используя методику, предложенную Саттаровым.

Срок разработки составил 23 года, за это время обводнённость продукции достигла 95%. Конечный коэффициент нефтеотдачи 0,23, получился сравнительно не большой. Для его увеличения предлагается такой метод увеличения как полимерное заводнение. Добыча жидкости составила 544234 м³, нефти -151363 м³, воды -392871 м³. Данная методика расчёта позволила рассчитать основные показатели разработки, которые вполне сопоставимы с фактическими показателями. Это объясняется тем, что используемая мной методика Саттарова (БашНИПИнефть) предназначена для карбонатных пластов с кавернозно - трещиноватой пористостью. Пласт Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения сложен такими породами.

Используемая мной методика, по моему мнению, является наиболее оптимальной для проектирования показателей разработки Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения.

Список используемой литературы

1. Токарев М.А. Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адапционных геолого-промысловых моделей. - Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1991. - 92 с.

2. Промысловый материал ЦДНГ-1.

3. Тухтеев Р.М. Разработка технологии гипано-кислотных обработок скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов: Автореф. дис. канд. техн. наук.-Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 2000. - 136 с.

4. Казаков А.А, Орлов В.С. Методическое руководство по определению активных извлекаемых запасов нефти месторождений (объектов), находящихся в поздней стадии разработки. - Уфа: БашНИПИнефть, 1987. - 48 с.

5. Коробов К.Я. Теория и проектирование разработки нефтяных месторождений /Учебное пособие. / Уфим. нефт. Ин-т.-Уфа, 1979. - 105 с.

6. Кабиров М.М. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. Типовые расчеты. - Уфа: Уфим. Нефт.ин-т, 1985. - 81 с.

7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки./Ш.К. Гиматутдинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др.-М.: Недра, 1983. - 463 с.