Анализ состояния разработки Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с применением методов повышения коэффициента нефтеизвле

 

На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой.

4.2. Исходные  данные расчета

 

  Таблица 4.1

Исходные данные	Величина
Балансовые запасы нефти, Qб , млн.т.	133.1
Площадь нефтеносности, S , м2	12,4*107
Средний коэффициент  продуктивности Кср, т/сут*Па	1,3
Зональная неоднородность U2	1.27
Вязкость нефти/воды в  пластовых условиях μн/ μв	3.7/1,88
Плотность нефти/воды в  пластовых условиях ρн/ρв	805/1186
Коэффициент вытеснения нефти водой К2	0,697
Коэффициент эксплуатации скважин  x	0,79
Число скважин	738

 

4.3 Результаты расчета и их анализ.

 

            Зная площадь нефтеносности и  общее число нагнетательных и  добывающих скважин, находим плотность  сетки скважин:

  

                       км2/cкв

2. Определим соотношение добывающих  и нагнетательных скважин, при  котором достигается максимум  амплитудного дебита :

= (a+1) /a m_* ,

где a - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности добывающих и нагнетательных скважин (зависит от зональной неоднородности);

m_* - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

 

a = 1/ U₁² (0,3 – 0,02/ U₁² ) = 1/1,27* ( 1,27 – 0,02/1,27) =  0,224

 

m_{* =} m_н/ m_в (1 – 1,5 ( 1 – К₂ )) = 3,7/1,88 (1 – 1,5 ( 1 – 0,697 )) = 1,07

     =  ( 0,224 + 1 ) / 0,224* = 5,67

Исходя из аналитических расчетов доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1.2 , т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

m=1.2*5,67=6,799

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды:

n = ( a + 1 ) / ( a + 1 - ( )) = ( 0,224 + 1 ) / ( 0,224 + 1 – ( )) = 3,48

4. Определяем функцию относительной производительности скважин:

j =

 

5. Определяем амплитудный  дебит всей рассматриваемой нефтяной  залежи :

(млн.т./год),

где р – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте , Па.

 

 

                                                                                                              Таблица 4.2

a	m*			n	j	р,Па	q0,млн.т
0,224	1,07	5,67	6,799	3,48	0,26	7*107	8,99

 

 

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы  нефти:

 млн.т

где - балансовые запасы нефти,

       К₁ – коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

               ;

где  - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5 ( принимаем ) ;

S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км² ;

- коэффициент вытеснения, показывающий  долю отбора дренируемых запасов  нефти при неограниченно большой  прокачке вытесняющего агента (воды). Этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

2. Расчетная послойная  неоднородность пласта, определяемая  с помощью коэффициента U²_р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда :

 Предельная доля  воды в дебите жидкости добывающей  скважины :

где                    ;

                                        

  где А₂ –предельная массовая доля воды ( предельная обводненность ) , часто принимаемая в расчетах равной 0,90 ( 90% ) ;

       m₀ – коэффициент, учитывающий отличие вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в m_* раз и по плотности в r_* раз ( r_* - соотношение плотностей вытесняющего агента ( воды ) и нефти в пластовых условиях.

4. Коэффициент использования  подвижных запасов нефти ( К₃ ) при данной послойной неоднородности пласта (U²_р ) и предельной доле агента (А) :

                                 К₃ = К_нз+( К_кз – К_нз ) А ,

где

К_нз = 1/(1,2+4,2 U²_р) = 1/(1,2+4,2 0,709 = 0,239

 

К_кз = 1/(0,95+0,25 U²_р) = 1/(0,95+0,25 0,709) = 0,887

 

К₃ = 0,239+(0,887-0,239) 0,985 = 0,877 .

5. Расчетный суммарный  отбор жидкости в долях подвижных  запасов нефти F определяется из соотношения :

6. Начальные извлекаемые  запасы жидкости Q_F0  и нефти Q₀ находятся по формулам:

 млн. т

 млн. т

При этом массовые извлекаемые  запасы жидкости Q_F02  в поверхостных условиях будут равны :

     млн. т

7. Средняя массовая доля воды (обводненность ) в суммарной добыче жидкости :

                               ,

а нефтеотдача пластов:

                   

Определенные данные приведены в таблице  .

Таблица 4.3

K1	QП,млн.т	U12	UР2	А2	m0	А	КНЗ
0,97	89,98	0,15	0,709	0,99	1,52	0,985	0,239
ККЗ	КЗ	F	Q0,млн.т	QF0,млн.т	QF02,млн.т	Аср	Кно
0,887	0,877	2,953	78,9	265,7	362,836	0,732	0.59

 

Расчет динамики дебитов  нефти и воды.

Принимается следующая  программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин  n₀ =738 разбуривается и вводится в разработку неравномерным темпом в течение 10 лет.

 

1. На первой стадии  за счет ввода новых скважин  непрерывно возрастает текущий  дебит нефти. Залежь пока разрабатывается  с минимальным амплитудным дебитом.

На первой стадии текущий  дебит нефти:

  ,

где  t - годы , n_t0 – число действующих скважин в t – ом году ,

 

  ,  n_tб – число пробуренных скважин в t – ом году,

ån_(t-1)б – общее число пробуренных скважин до  t – го года .

Рассчитываем число  действующих скважин в t году на десять лет:

n₀₁=74

n₀₂=148 и т.д.

Расчетный дебит жидкости в пластовых условиях:

  ,

Массовый текущий дебит в пластовых условиях :

                         ,

Обводненность:

               % ,  

                                 

                   КИН (коэффициент нефтеизвлечения), %:

1 год:

                               ,            

n год:

                              ,     

              Расчёт технологических показателей разработки произведён с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel). Результаты расчётов приведены в табл. 4,4

Таблица 4.4

 

годы	qт0	Qt0	добыча		сум.добыча		текущий КИН	А, %	n, скв
			нефти, qt	жидкости, qtF2	∑нефти, qt	∑жидкости, qtF
1954	0,8575	37,10	0,8528	0,9039	0,8528	0,9039	0,006	5,65	74
1955	1,6304	42,52	1,6138	1,8108	2,4666	2,7147	0,013	10,88	148
1956	2,3264	47,43	2,2926	2,7170	4,7593	5,4317	0,024	15,62	222
1957	2,9526	51,89	2,8983	3,6193	7,6576	9,0510	0,039	19,92	296
1958	3,5154	55,96	3,4388	4,5152	11,0964	13,5662	0,056	23,84	370
1959	4,0208	59,67	3,9209	5,4021	15,0173	18,9683	0,076	27,42	444
1960	4,4745	63,07	4,3511	6,2782	19,3683	25,2465	0,098	30,70	518
1961	4,8813	66,18	4,7349	7,1419	24,1032	32,3884	0,122	33,70	592
1962	5,2461	69,05	5,0773	7,9916	29,1805	40,3800	0,148	36,47	666
1963	5,5482	71,79	5,3598	8,8020	34,5403	49,1820	0,175	39,11	738
1964	4,9314	78,04	4,7820	8,7168	39,3223	57,8988	0,199	45,14	738
1965	4,3850	83,56	4,2665	8,6121	43,5888	66,5110	0,221	50,46	738
1966	3,9007	88,44	3,8066	8,4909	47,3953	75,0019	0,240	55,17	738
1967	3,4709	92,78	3,3962	8,3559	<p class="dash041e_0431_044b_0447_043d_044b_0439" style=" text-align: right;