СКАЧАТЬ:  raschety-tatnipi-s-uvel-godami.zip [52,09 Kb] (cкачиваний: 211)

РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

6.1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА

Исходя из геологического строения для расчета технологических показателей применяется модель послойно и зонально-неоднородного по проницаемости пласта. Принимается, что пласт разделен на серию слоев различной проницаемости, которые расположены случайным образом. В пределах каждого слоя выделяются зоны, соизмеримые с расстоянием между скважинами. [9]

Послойная и зональная неоднородность оказывают влияние на неравномерность вытеснения нефти, агентом и количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации. Зональная неоднородность  отражается в различии отборов нефти, дебитов скважин и

определяется по данным распределения коэффициентов продуктивности добывающих скважин. Послойная неоднородность представляет собой изменчивость проницаемости по ряду толщи эксплуатационного объекта.

Для определения ее значения используют материалы исследования скважин глубинными измерителями потока и лабораторных исследований кернов.

Исход из значений зональной и послойной неоднородностей рассчитывается общая неоднородность объекта, по которой определяется эффективность использования подвижных запасов нефти. Таким образом, основные параметры объекта разработки - проницаемость, толщина пласта, вязкость нефти и вытесняющего агента, а так же их плотность закладываются в расчеты в комплексном виде, повышает надежность расчетов. [9]

6.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ РАСЧЕТА

Для расчетов по обоснованию коэффициентов извлечения нефти необходимы нефтенасыщенная толщина пласта, их проницаемость,

начальный дебит скважин по нефти, величины зональной и послойной неоднородностей, данные о физико-химических свойствах пластовых нефтей и вод и др.

Проницаемость коллекторов определена расчетным путем по результатам гидродинамических исследований скважин и по лабораторным исследованиям керна. Физико-химические свойства нефти и вод определены по данным анализа пластовых проб.

Начальные дебиты скважин по нефти обоснованы по фактическим результатам работы добывающих скважин. Исходные данные для расчета технологических показателей, определенные по геофизическим и лабораторным исследования определены в таблице 6.2.1.  [9]

Таблица 6.2.1

Исходные данные для расчета технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения по методике ТатНИПИнефть

1. Определим соотношение подвижности вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях:

μ_*=μ_н /μ_в[1-1,5(1- K₂)]                                                 (6.2.1)

где μ_н, μ_в – вязкость  воды и нефти

K₂ – коэффициент вытеснения нефти водой [9]

μ_*= 23,71·[1- 1,5(1- 0,71)] = 42

2.Определим коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ_* раз, по плотности в ρ_* раз:               

μ_o= 0,5 (1+ μ_* ) ρ_*                                                       (6.2.2)

где ρ_* - соотношение плотности вытесняющего агента и нефти

μ_o= 0,5 · (1+ 42) · 1,33 = 28,6

3. Определим амплитудный дебит нефтяной залежи

q_о = τ· η_ср ·n_о·∆P·φ (1- ε)                                           (6.2.3)

где τ – среднее число эксплуатации скважин в год

η_ср – средний коэффициент продуктивности

n_о – фонд скважин

∆P – перепад давлений между забоями добывающих и нагнетательных скважин

φ – функция относительной производительности скважин

ε – доля уменьшения дебита скважин в следствии неоднородности продуктивных пластов [9]

Среднее число продуктивности скважин:

τ = 365•ξ                                                      (6.2.4)

где ξ – коэффициент эксплуатации скважин

τ = 365•0,8 = 292

Функция относительной производительности скважин:

 φ = [1/{1/(ν μ_*) + 1/(1+ m- ν)}]· 1/( m+1)                     (6.2.5)

 где ν – относительный коэффициент продуктивности скважин 

m – начальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин

ν = (α +1)/{(α +1)- m/(m+1)}                                 (6.2.6)

где α – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности добывающих и нагнетательных скважин.

α = 1/ V_з²(0,3-0,02/ V_з²)                                     (6.2.7)

где V_з²   - зональная неоднородность

α = 1/ 1,3(0,3-0,02/1,3) = 0,21

m = 1,2 • m_*                                                                           (6.2.8)

где m_* - соотношение добывающих и нагнетательных скважин при котором достигается максимум амплитудного дебита. [9]

m_*= (α +1)/ α)√μ_*                                              (6.2.9)

m_*= (0,21 +1)/0,21)√42= 37

m = 1,2 • 37= 44,4

ν = (0,21 +1)/{(0,21 +1) - 44,4/(44,4+1)} = 5,18

φ = [1/{1/(5,18•42) + 1/(1+ 44,4- 5,18)}]· 1/( 44,4+1) = 0,75

ε = 0,5 + (V_η²/(2+ V_η²))· 0,8(1-e^-0,8Vη) + 0,1/ m                  (6.2.10)

где V_η² – квадрат коэффициента вариации

ε = 0,5 +(0,76/(2+ 0,76))· 0,8(1-e^-0,8*0,76) + 0,1/ 44,4 = 0,6

q_о = 292· 0,7•10^-5·30·6•10⁶·0,75· (1- 0,6) = 10,93 тыс.тонн.

Расчет технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения без применения МУН

1. Извлекаемые запасы

Q_изв = Q_б ·0,58

Q_изв = 5108 ·0,58=2963 тыс.тонн

2. Расчет остаточных извлекаемых запасов.

Расчет остаточных извлекаемых запасов был проведен в п. 3.1. величина остаточных извлекаемых запасов на июнь 2007 года составляет 263730 тонн. [9]

Q_{ост изв} = 263730 тонн

3. Динамика добыча нефти

q_n = q₀/( Q_{ост изв} + 0,5q₀)[ Q_{ост изв} – (q₁+…..+ q_n)]            (6.2.11)

   где q₁ и q_n – годовая добыча нефти в 1 и n годы.

q₁ = [109,3/ (263,7+0,5•109,3)]263,7 = 90,54 тыс. тонн

q₂ = 0,04 (263,7- 90,54) = 59,5

q₃ = 0,04 (263,7- (90,54 + 59,5)) = 39

q₄ = 0,04 (263,7- (59,5 + 150)) = 25,6

q₅ = 0,04 (263,7- 215) = 16,84

q₆ = 0,04 (263,7- 232) = 11

q₇ = 0,04 (263,7- 243) = 7,3

q₈ = 0,04 (263,7- 250) = 4,8

q₉ = 0,04 (263,7- 258) = 3,1

q_общ. = 259 тыс. тонн

4. Определяем начальные запасы жидкости

QF = Qост изв k_н F                                       (6.2.12)

где Qост изв – остаточные извлекаемые запасы нефти

       k_н – коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти  с учетом ограниченной продолжительности существования скважин.

       F – расчетный суммарный отбор жидкости, доли подвижных запасов нефти.

  k_н = (J_м*T_с + δ_*)/( J_м*T_с +1)                              (6.2.13)

          J_м = q₀/Q_{ост изв}                                           (6.2.14)

где

J_м – теущая (мгновенная) интенсивность отбора начальных извлекаемых запасов нефти, максимально возможных запасов нефти, максимально возможных при неограниченной продолжительности существования скважин. [9]

T_с – средняя продолжительность существования скважины (для нефтяных месторождений Урало-Поволжья эту величину можно принять равной 50 лет).

δ_* - доля начальных извлекаемых запасов нефти, после отбора которой вместо вышедшей из строя скважины по экономическим соображениям уже нельзя бурить новую (во многих случаях эта величина будет равна 0,7-0,8) [9]

J_м = 109/263,7 = 0,41

k_н = (0,41•50 + 0,75)/( 0,41•50 +1) = 0,98

F = k_3н  + (k_3к  - k_3н  ) ln (1/1-А)                           (6.2.15)

где

 k_3н = 1/(1,2+4,2* V²)                                        (6.2.16)

k_3к  = 1/(0,95 + 0,25* V²)≤1                               (6.2.17)

где  V² – расчетная послойная неоднородность продуктивных пластов

V₁² – средняя послойная неоднородность пластов между достаточно большими слоями пластов толщиной 1 м и более.

V²  = V₁² + (V₁² +1){[0,1*(2*μ_*/1+μ_*)+1]*(V_з²+1)/(V_з²/4+1) -1} 2/(1+m)   (6.2.18)

V²  = 0,83 + (0,83 +1){[0,1•(2•42/(1+42))+1]•(1,3+1)/(1,3/4+1) -1} 2/(1+44,4) =

 = 0,92

k_3н = 1/(1,2+4,2•0,92) = 0,2

k_3к  = 1/(0,95 + 0,25•0,92) = 0,85

 А = А₂/[А₂+(1- А₂) μ_o]                                          (6.2.19)

А – расчетная предельная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающих скважин в момент их остановки

А₂ – предельная массовая доля вытесняющего агента в дебите жидкости эксплуатационных скважин (обычно при заводнении принимается равной 0,95-0,98) [9]

А = 0,99/[0,99 + (1 – 0,99) 28,6] = 0,78

F = 0,2 + (0,85 – 0,2) ln(1/(1-0,99)) = 1,82

QF = 263,7·0,99·1,82 = 475 тыс. тонн

5. Динамика добычи жидкости

q_F^t = q₀/(Q_F + 0,5q₀)[Q_F – (q_F1 +…..+ q_Fn)]                    (6.2.20)

q_F¹ = 109/(475 + 0,5•109)•475 = 98

q_F² = 0,2• (475 – 98) = 77,8

q_F³ = 0,2• (475 – 176) = 61,7

q_F⁴ = 0,2• (475 – 237,5) = 49

q_F⁵ = 0,2• (475 – 286,5) = 38,9

q_F⁶ = 0,2• (475 – 325) = 30,8

q_F⁷ = 0,2• (475 – 356) = 24,5

q_F⁸ = 0,2• (475 – 381) = 19,4

q_F⁹ = 0,2• (475 – 400) = 15,4

6. Динамика закачки вытесняющего агента

q_з^t = [q^t ρ_* + (q_F^t - q^t ) μ_o](1 + ε_з)                                  (6.2.21)

q_з¹ = [90,5•1,33 + (98 – 90,5) 28,6] • (1 + 0,6) = 463

q_з² = [59,5•1,33 + (77,8 – 59,5) 28,6] • (1 + 0,6) = 918

q_з³ = [39•1,33 + (61,7 – 39) 28,6] • (1 + 0,6) = 1090

q_з⁴ = [25,6•1,33 + (49 – 25,6) 28,6] • (1 + 0,6) = 1102

q_з⁵ = [16,8•1,33 + (38,9 – 16,8) 28,6] • (1 + 0,6) = 1031

q_з⁶ = [11•1,33 + (30,8 – 11) 28,6] • (1 + 0,6) = 920

q_з⁷ = [7,3•1,33 + (24,5 – 7,3) 28,6] • (1 + 0,6) = 798

q_з⁸ = [4,8•1,33 + (19,4 – 4,8) 28,6] • (1 + 0,6) = 677

q_з⁹ = [3,1•1,33 + (15,4 – 3,1) 28,6] • (1 + 0,6) = 566

q_з.общ. = 7529 тыс. тонн.

Расчет технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения с применением МУН

Рассмотрим динамику разработки при внедрении предлагаемых мероприятий на пятом году разработки первого блока Архангельского месторождения. [9]

1. Динамика добычи нефти

q⁵ = 21,05

q⁶ = 0,04 (263,7 – 245,3) = 9,61

q⁷ = 0,04 (263,7 – 245,3) = 6,31

q⁸ = 0,04 (263,7 – 251,6) = 4,14

q⁹ = 0,04 (263,7 – 255,8) = 2,72

2. Динамика добычи жидкости

q_F⁵ = 48,6

q_F⁶ = 0,2• (475 – 335) = 28,8

q_F⁷ = 0,2• (475 – 363) = 22,8

q_F⁸ = 0,2• (475 – 387) = 18,1

q_F⁹ = 0,2• (475 – 405) = 14,4

3. Динамика закачки вытесняющего агента

q_з⁵ = 1288

q_з⁶ = [9,61•1,33 + (28,8 – 9,61) 28, 6] • (1 + 0,6) = 892

q_з⁷ = [6,31•1,33 + (22,8 – 6,31) 28, 6] • (1 + 0,6) = 766

q_з⁸ = [4,14•1,33 + (18,1 – 4,14) 28, 6] • (1 + 0,6) = 647

q_з⁹ = [2,72•1,33 + (14,4 – 2,72) 28, 6] • (1 + 0,6) = 539 [9]

6.3. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА (БАЗОВОГО ВАРИАНТА И С ПРИМЕНЕНИЕМ ДАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ) И ИХ АНАЛИЗ

Результаты расчетов занесем в таблицу 6.3.1 и построим график динамики разработки первого блока Архангельского месторождения по базовым характеристикам и с учетом применения МУН (рис. 6.3.1). [9]

Таблица 6.3.1

Результаты расчета технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения по методике ТатНИПИнефть

Рис. 6.3.1. Динамика разработки первого блока Архангельского месторождения по методике ТатНИПИнефть [9]

Как видно из таблицы 6.3.1 накопленная добыча с применением и без применения МУН различается на величину 782,95т. При этом, необходимо отметить, что накопленная добыча жидкости различается на более значительную величину -9148т, что объясняется снижением обводненности продукции скважин.

Таким образом, данный расчет показал эффективность закачки сшитых полимерных систем как метода направленного на повышение нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти на первом блоке Архангельского месторождения. [9]

Сравнивая объемы дополнительно добытой нефти полученной по методике ТатНИПИнефть и по характеристикам вытеснения стоит отметить тот факт, что разница между ними оказалась весьма не большой -  всего около 30%. Что является очень хорошим результатом и говорит о применимости методики ТатНИПИнефть для прогнозирования эффективности закачки СПС.