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

Рис 3.2.3.3.1 Характеристика вытеснения по Сазонову

 

Расчет коэффициентов А и В уравнения (3)

             В методе Сазонова для построения  прямой линии (линии тренда) использованы значения с 04.2009 г. по 03.2011 г.

В этом случае

Σ x_i = 195,94                                                       (7)

Σ x_i² = 1620, 55                                                                            (8)

Σ x_i y_i = 369991,695                                                                    (9)

Σ Y_i = 42597

n =  24;

Тогда система уравнений  принимает вид:

     24A – 42597 + 195,94 В=0

     195,94 А + 1620,55 В – 366991,695= 0                                (10)

 

Решение данной системы  даёт:

А = -2936

В = 508,1

Уравнение прямой принимает  вид:

y = 508,1x – 2936                                             (11)

По уравнению (11) получаем накопленную  добычу нефти на 03. 2011г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая  технология:

Qн = -2936+ 508,1 * 9,34 = 1809,654 т.

Дополнительная добыча нефти составляет:

ΔQн₁ = 3716 – 1809,654 = 1906,346 т.

Аналогично рассчитываем дополнительную добычу по Камбарову,

В методе Камбарова для  построения прямой линии (линии тренда) использованы значения с 04.2009 г. по 03.2011 г.

 

 

Данные по скважине №12386  для построения графиков по методу Камбарова

Таблица 3.3.2.3.2

Год	Месяц	y=Qн	Q ж	x=1/Qж	х^2	х*y
2009	4	115	276	0,003623	0,0000131275	0,416666667
2009	5	262	627	0,001595	0,0000025437	0,417862839
2009	6	408	962	0,00104	0,0000010806	0,424116424
2009	7	579	1338	0,000747	0,0000005586	0,432735426
2009	8	741	1711	0,000584	0,0000003416	0,43308007
2009	9	883	2037	0,000491	0,0000002410	0,433480609
2009	10	1041	2376	0,000421	0,0000001771	0,438131313
2009	11	1138	2660	0,000376	0,0000001413	0,427819549
2009	12	1214	2886	0,000347	0,0000001201	0,420651421
2010	1	1282	3100	0,000323	0,0000001041	0,413548387
2010	2	1347	3240	0,000309	0,0000000953	0,415740741
2010	3	1431	3519	0,000284	0,0000000808	0,406649616
2010	4	1520	4066	0,000246	0,0000000605	0,373831776
2010	5	1758	4765	0,00021	0,0000000440	0,368940189
2010	6	1992	5414	0,000185	0,0000000341	0,367934983
2010	7	2234	6166	0,000162	0,0000000263	0,362309439
2010	8	2435	6756	0,000148	0,0000000219	0,360420367
2010	9	2623	7392	0,000135	0,0000000183	0,354843074
2010	10	2798	7984	0,000125	0,0000000157	0,350450902
2010	11	2978	8594	0,000116	0,0000000135	0,346520828
2010	12	3179	9319	0,000107	0,0000000115	0,341131023
2011	1	3371	9998	0,0001	0,0000000100	0,337167433
2011	2	3552	10631	9,41E-05	0,0000000088	0,334117204
2011	3	3716	11336	8,82E-05	0,0000000078	0,327805222
	Сумма	42597	117153	0,011856	0,0000188841	9,305955502

Рис 3.2.3.3.2 Характеристика вытеснения по Камбарову

В этом случае

Σ x_i = 0,011856                                                               (7)

Σ x_i² =0,0000188841                                                                    (8)

Σ x_i*y_i =  9,305955502                                                                 (9)

Σ Y_i = 42597

n = 24;

Тогда система уравнений  принимает вид:

     24A – 42597 + 0,011856 В=0

     0,011856 А + 0,0000188841В –9,305955502= 0 (10)

 

Решение данной системы  даёт:

А = 1020

В = -30354

Уравнение прямой принимает  вид:

y = -30354 х+ 1020                                                     (11)

По уравнению (11) получаем накопленную добычу нефти на 3. 2011г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая технология:

Qн = -30354*0,000088 + 1020 = 1017,32т.

Дополнительная добыча нефти составляет:

ΔQн₂ = 3716 – 1017,32 = 2698,68 т.

За истинное значение принимаем среднее значение:

ΔQн = (ΔQн₁ + ΔQн₂)/2;

ΔQн = (1906,346 + 2698,68)/2 = 2302,513т.

Метод	А	В	Qдоп, т
Сазонова	-2936,3	508,1	1906,346
Камбарова	1020	-30354	2698,68

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Расчет технологических показателей разработки

 

4.1. Основные  расчетные формулы

 

Расчет технологических  показателей разработки месторождения по методике ТатНИПИнефть.

Основой, принятой в данной  методике расчета технологических  показателей разработки является модель послойно и зонально-неоднородного  по коллекторским свойствам пласта.

Кроме послойной неоднородности на показатели разработки оказывают влияние  различие вязкости нефти и воды, не полнота вытеснения нефти водой. Действие всех этих факторов учитывается комплексной величиной - расчетной послойной неоднородностью.

Оценка технологической  эффективности и определение  экономического эффекта методов повышения нефтеотдачи пластов проводятся для:

определения фактической  эффективности от применения на эксплуатационных объектах методов повышения нефтеотдачи пластов;

контроля за эффективностью применяемых на нефтедобывающем  предприятии методов повышения нефтеотдачи пластов.

Решение о целесообразности дальнейшего применения методов  повышения нефтеотдачи пластов должно приниматься на основе результатов оценки их технологической эффективности и определения экономического эффекта.                                                                                                                                                                                                                                                         

Оценка технологической эффективности МУН, т.е. определение фактической эффективности МУН, проводится сравнением производственных показателей объектов воздействия, полученных в результате применения МУН (нового варианта), с расчетными показателями (базовым вариантом), которые были бы характерны для этого объекта без применения МУН (т.е. при работе

 

 

 

 

объекта по старой технологии).

Количественная оценка технологической эффективности  МУН, т.е. объема дополнительной добычи нефти за счет их применения, производится на стадии внедрения путем сравнения с базовым вариантом разработки залежи (участка).

Базовый вариант - это расчетный  вариант разработки, который был  бы реализован на данном объекте воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый  метод.

Итак,  определим значения дополнительной добычи для рассматриваемой скважины.

 

Расчет показателей  разработки.

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

;                                                                       (1)

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

 =   ;                                                           (2)

где - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности); - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

 

;                                                            (3)

;                                                   (4)

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

   ;                                                       (5)

 

4. Определяем функцию  относительной производительности  скважин ( )

;                                                  (6)

5. Определяем амплитудный  дебит всей рассматриваемой нефтяной        залежи ( ):

;                                          (7)

где = - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте, Па.

Расчет конечной характеристики использования запасов  нефти.

1. Подвижные запасы  нефти ( )

    ;                                                         (8)

где  - балансовые запасы нефти; - коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин,

  ;                                                       (9)

где - постоянный коэффициент ( ); - площадь приходящаяся на одну скважину, км²; - коэффициент вытеснения нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

 

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

   ;                                        (10)

3. Предельная доля  воды в дебите жидкости добывающей скважины

;                                              (11)

;                                              (12)

 - предельная массовая доля воды (предельная обводненность) = 0,99;

 - коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в раз и по плотности в раз.

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

;                                        (13)

  ;                                                 (14)

;                                                  (15)

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

                           (16)                                                    

6. Начальные извлекаемые  запасы жидкости ( ) и нефти ( ) находятся

(17)

  ;                                                  (18)

 

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости ( ) в поверхностных условиях будут равными:

;                                             (19)

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

;                                                           (20)

а нефтеотдача пластов

   ;                                                        (21)

 

Расчет динамики дебитов нефти и воды.

1. На первой стадии текущий дебит нефти

,                            (22)

где - годы, - число действующих скважин в -м году;

;                                                 (23)

- число пробуренных скважин  в  -м году; - общее число пробуренных скважин до -го года.

 

Расчетный текущий дебит  жидкости в пластовых условиях

.                          (24)

Массовый текущий дебит  жидкости в поверхностных условиях

.                                                (25)

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи и расчеты проводятся по следующим формулам:

   Уточненный текущий  амплитудный дебит

,                                             (26)

    расчетный  текущий дебит жидкости

,                             (27)

массовый текущий дебит жидкости    

.                                                  (28)