Зеленогорская площадь - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения по методике института ТатНИПИнефть на примере Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения. Характеристика геологического строения. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

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

В настоящее время проблема расчета технологических показателей разработки стоит очень остро, что связано с падением уровня добычи нефти вследствие ухудшения структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов в глинистых высоко- и малопродуктивных коллекторах на ряде площадей и месторождений, разрабатываемых АО «Татнефть», существенно возросла.
Для точного прогнозирования объемов добычи нефти из разрабатываемых горизонтов кроме ужесточения требований к применяемому оборудованию и качеству закачиваемой воды, а также проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин невозможно обойтись и без применения научно обоснованной и испытанной методики проведения прогнозных расчетов показателей разработки. Также необходимо учитывать особенности взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин и режимы их работы, разрабатывать новые требования к системе сбора и подготовки нефти и газа и технологии, позволяющие эффективно эксплуатировать скважины малодебитного фонда. Такой комплексный подход к решению проблемы прогнозирования разработки тем более необходим в связи с тем, что для эффективной работы предприятий нефтегазодобывающей промышленности необходимо правильное и своевременное реагирование на изменение технологических показателей.
Необходимо иметь правильное представление о выработке запасов и процессах, протекающих в продуктивном коллекторе, для более эффективной работы скважин и месторождения в целом.
В курсовом проекте технологические показатели разработки рассчитываются по методике разработанной институтом ТатНИПИнефть на примере Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения.
Зеленогорская площадь является одной из центральной площадей Ромашкинского нефтяного месторождения и граничит с восточной стороны с Холмовской, с юга-востока - Восточно-Лениногорской, с юга-запада - Южно-Ромашкинской, с западной - Павловской и с севера - Восточно-Сулеевской площадями (рис. 2.1) площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на восток - на 19 км.
В административном отношении Зеленогорская площадь расположена на территории Альметьевского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татарской АССР с ближайшими населенными пунктами р.п. Актюба, Микулино, Карабаш.
По территории Зеленогорской площади протекает р. Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево-Альметьевск, Бугульма - Актюба.
В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесами. Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах от 189 до 280 м.
Преобладающее направление ветров юго-западное. Климат континентальный с колебанием температуры от +32 до -40єС.
2. Геолого-физическая характеристика площади
2 .1 Характеристика геологического строения
Зеленогорская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Основной эксплуатационный объект представлен продуктивными отложениями пашийского (Д 1 ) горизонта, залегающего на глубине 1700-1760 м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, углы падения пластов не превышает 2є. Корреляция разрезов по вновь пробуренным скважинам не представляет особых затруднений.
Продуктивные отложения представлены терригенными породами, которые по фильтрационно-емкостным свойствам подразделяются на песчинки и алевролиты.
В эксплуатационном объекте выделены семь пластов, которые индексируются сверху вниз «а 1 », «б 2+2 », «б 3 », «в», «г 1 », «г 2+3 » и «д».
Особенности геологического строения пластов отображают карты распространения коллекторов, которые в дальнейшем послужили основой для построения карт разработки и расстановки проектных скважин.
При определении насыщенности коллекторов использована методика Н.Н. Сахранова. Абсолютная отметка ВНК меняется от +1485,0 м до +1494,9 м и в среднем составляет +1489,2 м.
В пределах месторождения отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями ее среднего отдела и терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.
Средний девон (D 2 ). В составе среднего девона выделяются отложения эйфелевского (D 2 1 ) и живетского (D 2 2 ) ярусов. Относимые к эйфелевскому ярусу отложения бийского горизонта (D 2 bs) являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенными в основном на территории его южных и центральных площадей. Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя - базальная гравийно песчаная (пласт Д v ) и перекрывающая ее - карбонатно-аргиллитовая.
Пласт Д v сложен светло-серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречаются прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала. Песчаники и алевролиты слабо сцементированы. Толщина песчаного пласта изменяется от 2-х до 6-ти метров. В кровле и подошве пласта могут наблюдаться выдержанные прослои оолитовых и шамозито-сидеритовых руд. Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов. Общая толщина бийского горизонта, достигает 30-36 метров. В живетском ярусе (D 2 2 ) выделяется старооскольский горизонт (D 2 st) объединяющий в своем составе воробьевские - D 2 vb (пласт D IV ), ардатовские - D 2 ar (пласт Д ІІІ ) муллинские - D 2 ML (пласт Д II ) слои.
Пласт D IV представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевролитовых пород, с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфелевского яруса и кристаллического фундамента (в северной части месторождения) с уменьшением их толщины, достигающей 30 метров, с юга на север. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом D IV .
Пласт D ІІІ выделен в пределах нижней пачки ардатовских слоев и слагается глинистыми алевролитами. Толщина пласта может достигать 10-12 метров. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади месторождения электрорепер «средний известняк», который представлен буровато-серыми, темно-серыми органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами. По кровле залегающих выше глинистых темно-серых пород проводится верхняя граница ардатовских слоев, общая толщина которых на юго-западе месторождения может достигать 35-40 м.
Пласт D ІІ выделяется в пределах нижней алеврито-песчаной пачки в составе муллинских слоев, которые развиты на всей территории месторождения. Он сложен темно-серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками. Толщина пласта увеличивается к югу месторождения до 10-20 м. Для верхней пачки характерно присутствие зеленовато-серых и черных тонкослоистых аргиллитов и коричневато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Толщина слоев достигает 30 м.
Верхний девон (D 3 ). В разрезе верхнего девона выделяются франский (D 2 1 ) и фаменский (D 3 2 ) ярусы, подразделяющиеся на нижний, средний и верхний подъярусы.
К нижнефранскому подъярусу приурочены отложения пашийского и кыновского горизонтов. Пашийский (D 3 Р ) горизонт (в промысловой практике индексируется как Д 1 ) сложен в основном мелкозернистыми песчинками и крупнозернистыми алевролитами, с переслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые, или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов песчано-алевритовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов 0,1 мм). Толщина горизонта достигает 50 м. Залегающий выше по размеру отложения кыновского (D 3 kn) горизонта выделяется в интервале, ограниченном регионально-выдержанными реперами.
В подошве это репер «верхний известняк» представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно-серыми, неравномерно глинистыми мелкозернистыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато-серые и шоколадно-коричневые артиллиты. В основном в разрезах скважин северных площадей в средней части горизонта прослеживаются песчано-алевритовые отложения пласта D 0 , которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми, зеленовато-серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты зеленовато-серые. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками. Толщина составляет 20-30 метров.
В разрезе средне-франского подъяруса (D 3 1 2) выделяются отложения саргаевского, семилукского и мендымского горизонтов.
Отложения саргаевского горизонта (D 2 sr) залегают с размывом на нижележащих кыновских образованиях и представлены известняками темно-серыми, мелко- и тонкозернистыми, в различной степени перекристаллизованными. В верхней части встречаются прослои брекчиевидного известняка. Толщина горизонта увеличивается от свода к западной части месторождения и может достигать 50 м.
Для отложений семилукского горизонта (D 2 sm) характерно наличие темно-серых, битуминозных, органогенно-обломочных, брекчиевидных, окремнелых, участками сильно трещиноватых известняков, с прослоями мергелей и горючих сланцев. Толщина горизонта может изменяться от 33 до 50 метров. Отложения мендымского (D 2 mnd) горизонта залегают с размывом на отложениях семилукского горизонта и представлены микро-и разнозернистыми серыми и темно-серыми, перекристаллизованными, прослоями органогенными известняками. Толщина горизонтами может изменяться от 35 до 50 м.
В пределах верхнефранского подъяруса (D 3 1 3) выделяются воронежский (D 3 vr), евлановский (D 3 ev) и ливенский (D 3 Iv) горизонты.
Характерным для этих горизонтов является сложение их известняками серыми, темно-серыми, в различной степени глинистыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными и кальцитизированными. Для воронежских образований характерно наличие трещиновых и брекчиевидных прослоев, а для евланово-ливенских органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками. Общая толщина образований подъяруса может достигать 200-250 метров.
Выделенный в составе фаменского яруса (D 3 2 ) нижнефаминский подъярус (D 3 2 1) представлен задонским (D 3 zd) и елецким (D 3 el) горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложены светлосерыми известняками микрозернистыми, стилолитизированными, доломитизированными, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса достигает 150 метров.
Для отложений данково-лебедянского (D 3 d+lb) горизонта среднефаменского подъяруса (D 3 2 2) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелкокавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуро-стилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко- и разнозернистые, известковистые. Толщина горизонта составляет около 50 метров.
В верхнефаменском подъярусе (D 3 2 3) выделяется заволжский горизонт (D 3 zv), который сложен известняками серыми и светло-серыми, в основном тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, с неровными поверхностями на пластовании, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Толщина горизонта 50-80 метров.
2 .2.1 Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыще нность
Для определения коллекторских свойств продуктивных пластов и дальнейшего использования их в технологических расчетах использованы результаты исследования скважин геофизическими методами. Из табл. 3.1 видно, что определение фильтрационного изучения керна проведено по данным 5% скважин от пробуренного фонда. Объем информации, полученной по результатам геофизических исследований скважин, существенно больше. В связи с этим полученные средние величины основных параметров отличаются по абсолютным значениям.
С учетом имеющейся информации по методам исследований основные характеристики параметров объекта разработки приняты для проектирования по данным геофизических исследований.
Средние значения параметров рассчитаны как среднеарифметические по количеству определений. Начальная нефтенасыщеность оценивалась через содержание связанной воды.
Как показывает анализ результатов исследований, средние значения пористости и нефтенасыщенность имеют довольно хорошую сходимость. Однако, учитывая большую представительность геофизических данных, при подсчете запасов и проектировании были приняты параметры, определенные по промыслово-геофизическим материалам.
Проницаемость, определенная разными методами отличается значительно. Но с учетом большей достоверности гидродинамических методов, при проектировании принято значение проницаемости, определенное этим методом. Наиболее высокими значениями пористости и нефтенасыщенности по всем пластам характеризуются неглинистые песчаные коллекторы. В целом по горизонту средние значения пористости (в д. ед.) по группам коллекторов составляют 0,209 по высокопродуктивной неглинистой группе, 0,190 по высокопродуктивной глинистой группе и 0,153 по малопродуктивной. Среднее значение проницаемости по горизонту 0,326 мкм 2 . По нефтенасыщенности пород коллекторов - 0,842, самые низкие значения нефтенасыщенности по группе малопродуктивных коллекторов - 0,640. Высокопродуктивные глинистые коллекторы занимают промежуточное положение, значение нефтенасыщенности по ним составляет 0,743 в целом по горизонту среднее значение нефтенасыщенности составляет 0,799.
Средневзвешенная толщина горизонта Д 1 составляет 37,0 м и изменяется от 7,2 до 56,0 м (табл. 3.2). Абсолютная величина толщины нефтенасыщенного коллектора составляет 9,4 м при диапазоне изменения от 1,0 до 30,8 м, т.е. на долю нефтеносных коллекторов приходится 25,4% от общей толщины горизонта. По скважинам нефтенасыщенные и эффективные толщины меняются существенно.
Характеристика толщин пластов Зеленогорской площади (Д)
Средневзвешенное значение толщины, м
Средневзвешенное значение толщины, м
Средневзвешенное значение толщины, м
2 .2.3 Показатели неоднородности пластов
Горизонт Д 1 является многопластовым объектом разработки. В скважинах встречаются самые разнообразные типы разрезов от одного до десяти пластов-коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрывают 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет 52% (табл. 3.3).
Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта в целом по площади
2 .3 Физико-химические свойства флюидов
2 .3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
Физико-химические свойства нефти и газов исследовались в секторе пластовых нефти и газов ТатНИПИнефть и ЦНИЛ объединения Татнефть.
Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. К настоящему отсчету сделано качественных определений параметров пластовой нефти по 26 скважинам.
Имеющиеся данные в табл. 3.4, свидетельствуют, что значения параметров пластовой нефти, поверхностной нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднеарифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м 3 /т, среднее 62,9 м 3 /т, объемный коэффициент от 1,1120 до 1,1180, среднее 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г./см 3 , среднее 0,8096 г./см 3 , плотность же дегазированной нефти в среднем составляет 0,8625 г./см 3 , вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81 мПа·с, среднее 3,53 мПа·с, вязкость же нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы в среднем - 1,6%, асфальтенов - 2,8% весовых.
Нефть в поверхностных условиях по величине вязкости может быть отнесена к группе средних нефтей, выход светлых фракций составил 7,3% объемных при разгонке до 100єС, 26,3% - до 200єС, 47% - до 300єС. Состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях в среднем равна - 1,2690 г./л, при поверхностных же условиях в среднем равна - 1,2960 г./л.
В газе содержится метана - 39,76%, этана - 23,4%, пропано-бутановых фракций - 16,85%, азота - 8,71; объемных. Таким образом, нефти Зеленогорской площади можно отнести к типу парафинистых, сернистых и смолистых.
Газовый фактор при условиях сепарации, нм 3 /т
Объемный коэф-т при условиях сепарции, В н
Усредненные результаты замеров плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в табл. 3.5.
Зависимость плотности и вязкости нефти об обводненности и температуры
2 .3.2 Физико-химические свойства пластовой воды
Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения представлены хлоркальциевыми (по В.А. Суслину) рассолами, общая минерализация которых колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Характерным для пластовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-иона. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л. В естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сельфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты с целью ППД приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.
По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает - метан. Газонасыщенность вод колеблется от 300-700 см 3 /л, упругость растворенного газа 60-130 ат. Общее количество углеводородных газов 60-75%, из них этана и высших от 4 до 38%, углеводородно-азотный коэффициент от 1,4 до 3.
Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,1839 г./см 3 , вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,9845 сП.
Температура пластовой воды составила 35,5єС.
3. Анализ текущего состояния разработки
В 2007 году из продуктивных пластов горизонтов Д 0 и Д 1 отобрано 1,212 млн. тонн нефти. В 2008 году из этих же горизонтов отобрано 1,117 млн. тонн нефти, что на 0,095 млн. тонн меньше, чем в 2003 году, а в 2009 году - 1,003 млн. тонн нефти, что на 0,114 млн. тонн меньше, чем в 2004 году.
В 2007 году темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 1,13% и 3,99% остаточных извлекаемых запасов. В 2008 году он составил 1,04% от НИЗ и 3,82% от остаточных извлекаемых запасов, а в 2009 году - 0,94% от НИЗ и 3,57% от остаточных.
С начала разработки в 2007 году добыто 77,717 млн. тонн нефти, в 2008 году - 78,834 млн. тонн нефти, а в 2009 году - 79, 837 млн. тонн нефти, что составляет, соответственно, 78,67%, 73,72%, 74,66% от НИЗ.
По состоянию на 01.01.2007 г. добыто 93,7% запасов песчаных коллекторов, 50% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 35,6% - от запасов алевролитов, 94% - от запасов контактной водонефтяной зоны.
По состоянию на 01.01.2008 г. добыто 94% от запасов песчаных коллекторов, 51% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36% - от запасов алевролитов, 94% - от запасов контактной водонефтяной зоны.
По состоянию на 01.01.2009 г. добыто 94,3% от запасов песчаных коллекторов, 51,9% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,4% - от запасов алевролитов, 94,1% - от запасов контактной водонефтяной зоны.
3 .2 Характеристика показателей разработки
Нефтяные залежи терригенных отложений девона Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения разрабатываются с 1957 года.
С начала разработки с терригенных отложений девона отобрано 79,837 млн. тонн нефти, что составляет 74,66% от НИЗ.
В целом по Д 0 и Д 1 динамика основных показателей разработки за 2007, 2008, 2009 года представлена в табл. 4.1.
Характеристика показателей разработки пластов Д 0 и Д 1 Зеленогорской площади
Средние пластовые и забойные давления Зеленогорской площади
Средние пластовые и забойные давления, Мпа
3 .3 Характеристика фонда скважин и текущих дебитов
нефтяной месторождение геологический скважина
Характеристика фонда скважин на 01.01.2009 г. по площадям, разрабатываемым НГДУ «Азнакаевскнефть» приведена в табл. 4.3. Добывающий фонд составляет 2796 скважин, 68% из них эксплуатируются при помощи УШГН. Действующий добывающий фонд механизирован: 829 скважин оборудованы ЭЦН, 1743-СКН. Среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины составляет 5,3 т/сут; по скважинам, работающим с ЭЦН - 9,0 т/сут., с СКН - 3,0 т/сут. Средний дебит по жидкости равен соответственно 42,4; 100,7 и 6,7 т/сут. Все скважины действующего фонда дают обводненную продукцию.
Кроме того, на площадях 1224 скважины ликвидировали, включая 808 ликвидированных после эксплуатации и 275 нагнетательных, а 73 добывающие находятся в ожидании ликвидации (1,79% от всего пробуренного фонда). Большая группа скважин (51) ликвидирована по гидрогеологическим причинам, в основном, из-за отсутствия коллектора, кроме того существует экологические причины ликвидации.
Контроль за состоянием пластового давления осуществляется 388 контрольными и 361 пьезометрическими скважинами. Как правило, в эту категорию они переводились при достижении предельной обводненности (98% и более).
Конструкция скважин выбирается с учетом геолого-геоморфологической и гидрогеологической характеристики месторождения, надежной изоляции бассейна пресных вод, перекрытия интервалов неустойчивых отложений и возможности эффективной разработки залежей нефти. На Ромашкинском месторождении принята следующая конструкция скважин:
1. Колонна (направление) диаметром 426 мм спускается на глубину 50 м для предупреждения размыва устья скважины и крепления рыхлых песчано-глинистых отложений четвертичного возраста. Высота подъема цемента за колонной до устья.
2. Колонна (промежуточный кондуктор) диаметром 328,9 мм спускается на глубину 150 м и предназначена для надежной изоляции бассейна пресных питьевых вод и крепления неустойчивых отложений уфимского и казанского ярусов. Подъем цементного раствора за колонной до устья.
3. Колонна (кондуктор) диаметром 244,5 мм спускается на глубину 350 м и цементируется до устья.
4. Эксплуатационная колонна 168,3 мм или 146,1 мм спускается до забоя скважин и цементируется до устья. В горизонтальных скважинах эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта. Ствол скважины в продуктивной части разреза остается открытым. На участках месторождений с хорошей геологической изученностью конструкция с открытым забоем может быть рекомендована и для наклонно-направленных скважин. Конструкции с открытым забоем позволят повысить продуктивность скважин за счет более совершенного вскрытия и устранения возможности загрязнения коллекторов промывочными жидкостями и цементным раствором.
3 . 4 Расчет технологических показателей разработки
Расчет технологических показателей разработки произведен согласно эмпирической методике, разработанной институтом ТатНИПИнефть.
Подготовка исходных геолого-физических данных: определение зональной неоднородности пласта (U ?);
где n - общее число замеров продуктивности (дебита) скважин; К i - продуктивность (дебит), соответствующая i -му замеру.
Подставляем полученные значения в первоначальную формулу и определим зональную неоднородность пласта:
Расчет показателей разработки для условий залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами, приведенными в табл. 4.4.
1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин с расстоянием между ними 500 м (сетка скважин 500*500 м). Зная площадь нефтеносности и плотность сетки (25*10 4 м 2 /скв), находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:
2. Определим соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:
где б - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);
м - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условия;
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* m, т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.
3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v:
4. Определяем функцию относительной производительности скважин (ц)
5. Определим амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривании всех скважин (n 0 ) и осуществлении необходимых технических мероприятий всей рассматриваемой нефтяной залежи (q 0 ):
q 0 =365*о 0 *К ср * n 0 *?р*ц=365*0,95*1,44*10 -5 *712*3,5*10 6 *0,2122=0,2122=2,6404 млн. тонн/год,
где ?р - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.
Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
где Q б - балансовые запасы нефти; К 1 - коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:
где б - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5 (примем в данном случае б=0,5);
S - площадь, приходящаяся на одну скважину, км 2 ;
К 2 - коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов. В нашем случае имеем:
Q п = Q б * К 1 * К 2 = Q б * (1 - б*S)* К 2 = 222,041*(1-0,5*0,25)*0,611=118,7087 млн. тонн
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U p 2 , находится с учетом послойной неоднородности U p 2 , наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:
Представленная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
А 2 - предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90% обводненности); м 0 - коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в м * раз и по плотности в с * раз (с * - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях - см. табл. 4.5).
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К 3 ) при данной послойной неоднородности пласта (U p 2 ) и предельной доле агенту (А)
К 3 = К нз + (К кз - К нз )*А = 0,2275 + (0,877-0,2275) * 0,8761 = 0,7965
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q F 0 ) и нефти (Q 0 ) находятся из следующих формул:
Q F 0 = Q п * F = 118.7087*1.5838=188.0108 млн. тонн
Q 0 = Q п * К 3 = 118.7087*0,7965=94,5515 млн. тонн
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q F 02 ) в поверхностных условиях будут равными:
Q F 02 = Q 0 + (Q F 0 - Q 0 )*м 0 = 94,5515+(188,0108-94,5515)*1,2729=213,5258 млн. тонн
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости
Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числом скважин (в нашем случае n 0 = 712) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 10 лет по 71 скважин в год (в последний год 73 скважин).
На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.
На следующий (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.
Примем, что за счет методов интенсификации (увеличения перепада давления, перевода на механизированную добычу и т.д.) максимальный амплитудный дебит q M 0 будет в два раза больше минимального, равного 2,6404 млн. т/год.
Третья стадия разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.
I. На первой стадии текущий дебет нефти
n t 0 - число действующих скважин в t-м году;
n t б - число пробуренных скважин в t - м году;
У n (t-1)б - общее число пробуренных скважин до t - го года.
1. q t = 0,027541 * (94,5515 * 35,5/712 - 0) = 0,129836 млн. тонн
2. q t = 0,027541 * (94,5515 * 106,5/712 - 0,129836) = 0,385933 млн. тонн
3. q t = 0,027541 * (94,5515 * 177,5/712 - 0,515769) = 0,634977 млн. тонн
4. q t = 0,027541 * (94,5515 * 248,5/712 - 1,150746) = 0,877162 млн. тонн
5. q t = 0,027541 * (94,5515 * 319,5/712 - 2,027908) = 1,112677 млн. тонн
6. q t = 0,027541 * (94,5515 * 390,5/712 - 3,140585) = 1,341706 млн. тонн
7. q t = 0,027541 * (94,5515 * 461,5/712 - 4,482291) = 1,564427 млн. тонн
8. q t = 0,027541 * (94,5515 * 532,5/712 - 6,046718) = 1,781013 млн. тонн
9. q t = 0,027541 * (94,5515 * 603,5/712 - 7,827731) = 1,991635 млн. тонн
10. q t = 0,027541 * (94,5515 * 674,5/712 - 9,819366) = 2,196457 млн. тонн
11. q t = 0,027541 * (94,5515 * 712/712 - 12,01582) = 2,273115 млн. тонн
Расчетный текущий дебет жидкости в пластовых условиях:
1. q tF = 0, 013946 * (188,0108*35,5/712-0) = 0,130732 млн. тонн
2. q tF = 0, 013946 * (188,0108*106,5/712-0,130732) = 0,390372 млн. тонн
3. q tF = 0, 013946 * (188,0108*177,5/712-0,521104) = 0,646391 млн. тонн
4. q tF = 0, 013946 * (188,0108*248,5/712-1,167495) = 0,89884 млн. тонн

Зеленогорская площадь курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат На Тему Маркетингова Інформація Та Її Особливості Як Об’Єкта Автоматизованої Обробки
Реферат Образование Детей С Овз
Курсовая работа по теме Направления совершенствования учета операций по движению валютных средств
Реферат по теме Дитерпеновые алкалоиды, виды живокости и аконита
Курсовая работа по теме Система защиты информации в локальной сети предприятия
Контрольная работа по теме Этапы развития конституционализма в Российском государстве
Дипломная работа по теме Анализ потребительского кредитования на примере банка 'Открытие'
Стандарты Текста Для Курсовой Работы
Курсовая работа по теме Планирование расходов бюджета на содержание детских дошкольных учреждений
Курсовая Понятие И Состав Налогового Правонарушения
Реферат: Суб’єктивна сторона порушення прав на об’єкт права інтелектуальної власності
Реферат На Тему Правові Основи Фінансової Діяльності Держави
Сочинение: Сравнительная характеристика Онегина и Печорина
Шаблон Дипломной Работы
Реферат: История исследований космоса
Реферат Со
Контрольная работа: Виды упражнений по устранению недостатков речевого дыхания
Реферат: Синтоизм. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Повышение эффективности маркетинговой деятельности компании Loreal на российском рынке косметических средств (инновационный аспект). Скачать бесплатно и без регистрации
Что Стоит За Великими Открытиями Сочинение
Топография коры больших полушарий - Биология и естествознание презентация
Соціально-економічний розвиток Австрії та Швейцарії - География и экономическая география реферат
Нью-Дели - столица Индии - География и экономическая география реферат