МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙФЕДЕРАЦИИФакультет
Утверждаю: зав.кафедрой_______________________________________________________ЗАДАНИЕ НАКУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Студенту:
Дисциплина: ТОРНМ
1. Рассчитать испроектировать: составить проект разработки по участку пласта БС-11Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть.
Утверждена приказом поВУЗу от ________________№__________________
2. Срок сдачи студентомзаконченного проекта__________________________
3. Исходные данные кпроекту: геолого-физические характеристики объекта разработки, подсчетхарактеристик геологической неоднородности, промысловые данные разработкиместорождения.
4. Содержаниерасчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке):обоснование и схему расстановки скважин по объекту, величину мгновенных дебитовскважин, характеристику зависимости доли нефти в продукции скважин, как функциюt (безразмерного времени).
5. Перечень графическогоматериала (с точным указанием обязательных чертежей):
____________________________________________________________________________________________________________________________________
6. Список рекомендуемой литературы
1) Методикапроектирования разработки “КМ Гипровостокнефть”.
2) Ковалев В.С.,Житомирский В.М.”Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективностьсистем заводнения”. Москва “Недра”, 1976, 246с.
3) Токарев М.А. “Проектированиеразработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных моделей”.
7. Руководитель: ТокаревМ.А.
Задание принял кисполнению
_______________________________________________________
дата и подпись студента
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Геологическая характеристика месторождения
1.2 Продуктивные пласты
1.3 Свойствапластовых жидкостей и газов
1.4 Запасы нефти ирастворенного газа
2. Методика расчёта показателейразработки нефтяных месторождений
2.1 Обоснование математической модели
2.2 Обоснованиерасчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей
2.3 Расчетдинамики показателей по новой залежи
2.4 Уточнение математической модели впроцессе адаптации ее по данным
истории ее разработки
2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости
3. Порядок расчётаи расчёт показателейразработки
4. Анализпроведённого проектированияСписок использованной литературы
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Геологическая характеристика месторождения
На Суторминском месторождении вскрыты породы от юрскихдо четвертичных отложений, которые представлены переслаиваниемпесчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласноунифицированной стратиграфической схемы 1978г.
Промышленная нефтеносность связана с песчанымиотложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса.Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 — БС11 на глубинах 2600-2720м.
Промышленная залежь газа приурочена к верхней частисеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленногопесчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.
Согласно тектонической схеме Суторминскоеместорождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной частиТанловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры впределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.
Геологоразведочные работы на месторождении проводилисьв три этапа:
Iэтап – предварительная разведка 1971-1979гг.;
IIэтап – промышленная разведка 1978-1983гг., по результатам которой произведенподсчет запасов нефти и газа по промышленным категориям и передачейместорождения в разработку;
IIIэтап – доразведка, в процессе эксплутационного разбуривания.
Залежь пласта БС11 является основным объектомразработки Суторминского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.
Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенныхколлекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пластавскрыта на отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно внефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%,большая часть которой приурочена к западному крылу структуры. ВНК в среднемпринимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь – пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8*18,2 км, высота 84,7 м.
Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение посравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленныхизолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характернасыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-2 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабойнефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурацииколеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной частиместорождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоковнефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенныетолщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%),низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельныйобъект разработки.
Залежь пласта БС10-1. Пласт имеет сложное строение,представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых икарбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчанойфракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-алевритовыеразности пород.
По материалам ГИС и испытания скважин разделнефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад.Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичнымлитологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебитыих по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшениеемкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.
Залежь пласта ПК-1. Сеноманская залежь газа вскрыта наглубинах 1102,0 — 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана — 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трехскважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м3/сут(скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровняГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК поплощади принят на отметке 1037 + 2 м. Размеры залежи 21,2х 10,9 км, высота 37 м. Тип залежи — массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.
Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежив пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров,небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании ихполучены незначительные притоки нефти (1-3 м3/сут) с водой. Вскрытыэти залежи в сводовой части поднятия.
1.2Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов
Основным объектом разработки Суторминского месторожденияявляется залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованиемпесчано-алевролитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольносложное строение.
По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11,имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемыедруг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний — толщиной 6 — 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационнымисвойствами развит повсеместно.
Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокимиемкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9).граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скореелитологической нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервалпредставлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными поплощади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади,так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационныехарактеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их вактивную разработку и их следует отнести к пассивным. Наибольшеераспространение такие линзовидные коллектора имеют в южной и восточной частяхзалежи пласта БС11.
Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.
На геолого-статистических разрезах, построенных дляразличных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационныхсвойств от кровли пласта к подошве (см. табл. 1.3.1) — проницаемости,пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.
По данным геофизических исследований скважин (ГИС)исследовано распределение проницаемости по пласту БС11. Отмечено, чтораспре-деление проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение (см.табл. 1.3.2). Исходя из этого, были построены карты проницаемости. Наибольшиезначения проницаемости характерны для восточной и северной частей залежи. Южнаячасть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднеезначение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС — 33,5 мД.
Пласт БС10-1 характеризуется сложным линзовиднымстроением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пластразвит в южной части месторождения. На севере практически полностью замещенглинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурациюзалежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложноегеологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкиенефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработкисамостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.
Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами,пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площадинеравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещенияпроисходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропласткамитолщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, чтораспределение проницаемости, нефтенасы-щенности, песчанистости по разрезуравномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли кподошве пласта.
По данным ГИС были проанализированы средневзвешенныезначения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинныйхарактер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность враспространении коллекторов по площади. Первая зона — южная — средняяпроницаемость — 4 мД, вторая зона — центральная — средняя проницаемость — 13мД, третья зона — северная — средняя проницаемость — 70 мД. В среднем по пластуона составляет 33,1 мД.
Таблица 1.2.1
Результаты изучения геологического строения иморфологической сложности объектов Суторминского месторожденияПараметры БС10-1 БС11 запад восток юг Толщина общая, м 17,8 30,9 18,6 27,2 Толщина эффективная, м 7,6 19,9 12,6 13,9 Коэффициент расчлененности 2,5 6,9 4,9 6,6 Толщина проницаемого прослоя, м 2,5 3,2 2,8 2,2 Толщина непроницаемого прослоя, м 5,3 1,7 1,2 2,1 Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед. 0,411 0,652 0,682 0,507 Коэффициент распространения коллектора, дол.ед. 0,281 0,458 0,417 0,294 Коэффициент проницаемости, мД 0,065 0,034 0,049 0,033 Коэффициент пористостости, дол.ед. 0,192 0,184 0,188 0,182 Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед. 0,576 0,635 0,721 0,587 Показатель послойной неоднородности, дол.ед. 0,100 0,372 0,255 0,323 Показатель зональной неоднородности, дол.ед. 0,161 0,428 0,182 0,393 Параметр функции воздействия 0,693 0,432 0,827 0,678 Параметр функции охвата 0,560 0,111 0,190 0,470 Параметр функции вертикальной связи 0,0291 0,350 0,404 0,447
1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды Суторминскогоместорождения
На Суторминском месторождении глубинные пробы нефтиотобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы изпласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведеныинститутом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскефтегаз».
Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.3.1.Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятсяпри повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84°С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового.Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Такдавление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонамводонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваютсяплотность и вязкость нефти.Таблица1.3.1
Свойства пластовой нефти Суторминского месторождения.Наименование Индекс пласта БС10 1-2 БС11 1. Пластовое давление, МПа 25,1 26,3 2. Пл. температура, °С 82 84 3. Давление насыщения, МПа 11,2 10,1
4. Газосодержание, м3/т 68 62
5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т 59 54 6. Объемный коэффициент 1,175 1,159
7. Плотность нефти, кг/м3 781 786 8. Объемный коэффициент при усл. Сепарации 1,152 1,130 9. Вязкость нефти, мПа*с 1,27 1,25
10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4 13,90 13,63
11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 850 847
В таблице 1.3.2представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой иразгазированной нефти.
По компонентному составупластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в нихв диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12– 16-17%.
Характерно преобладаниенормальных углеводородов над их изомерами.
Содержание легкихуглеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.
Нефтяной газвысокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходомфракций до 350°С больше 45%,парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.Таблица1.3.2
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти(мольное содержание, %) Суторминского месторождения. Наименование Пласт БС10 При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл. При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл. Пластовая нефть Выделившийся газ Нефть Выделившийся газ Нефть 1 2 3 4 5 6 1. Углекислый газ 0,25 - 0,31 0,01 0,09 2. Азот+редкие в т.ч. гелий 1,27 - 1,48 0,00 0,45 3. Метан 66,61 0,08 78,23 0,09 23,54 4. Этан 4,19 0,06 4,55 0,25 1,54 5. Пропан 9,07 0,52 6,96 2,24 3,66 6. Изобутан 5,91 0,94 3,01 2,91 2,97 7. Нормальный бутан 6,76 1,96 3,16 4,34 3,99 8. Изопентан 2,29 1,93 0,84 3,03 2,37 9. Нормальный пентан 2,02 2,46 0,70 3,34 2,54 10. Гексаны 11. Гептаны 1,63 92,05 0,70 83,79 58,85
12. Остаток (С8+выше) 13. Молекул. Масса 28,32 201 22,90 176,10 130,20 14. Плотность:
— газа, кг/м3 1,177 - 0,952 - -
— нефти, кг/м3 - 856 - 850 781 Пласт БС11 1. Углекислый газ 0,24 - 0,28 0,00 0,08 2. Азот+редкие в т.ч. гелий 1,05 - 1,20 0,00 0,34 3. Метан 68,37 0,22 78,91 0,10 22,23 4. Этан 4,47 0,12 4,74 0,27 1,52 5. Пропан 7,89 0,82 6,09 1,94 3,10 6. Изобутан 6,20 1,81 3,44 3,15 3,23 7. Нормальный бутан 5,90 2,57 2,96 3,95 3,66 8. Изопентан 2,19 2,62 0,89 3,12 2,50 9. Нормальный пентан 1,89 3,07 0,76 3,47 2,71 10. Гексаны 11. Гептаны 1,79 88,77 0,73 84,00 60,63
12. Остаток (С8+выше) 13. Молекул. масса - - - - - 14. Плотность:
— газа, кг/м3 1,155 - 0,947 - -
— нефти, кг/м3 - 853 - 847 768 /> /> /> /> /> /> /> Таблица1.3.3
Свойства и состав пластовойводы Суторминского месторождения. Пласт Вязкость в пл. условиях, мПа*с
Плотность в пл.усл, кг/м3 Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л)
Cl-
SO42-
HCO3-
Ca2+
Na++K+ БС11 0,5 1007
/>
/>
/>
/>
/>
1.4 Запасы нефти ирастворенного газа
Подсчет запасов нефти и газа Суторминскогоместорождения впервые был произведен в 1981 году Главтюменьгеологией (протоколы№№ 8902 и 8903 от 21.12.81 г.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2 и БС11.
Пересчет запасов нефти,растворенного и свободного газа с утверждением ГКЗ РФ осуществлен в 1993 году(протокол №170 от 25.06.93.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2, БС10-3, БС11 иБС12.
После пересчета посостоянию на 01.01.2000 год произошли следующие изменения в запасах. В1993 годупо пласту БС11 сделали перевод запасов из категории С1 в категорию В(21910 тыс.т балансовых и 6373 тыс.т извлекаемых). Площадь запасов категорииВ+С1 при этом не изменились. В 1995 году по этому же пласту частичносписаны запасы категории С2 в количестве 8429 тыс.т балансовых и 472тыс.т извлекаемых. Площадь нефтеносности запасов категории С2 уменьшиласьна 17880 тыс.м3.
По пласту БС12 произведенприрост запасов нефти категории С1 в количестве 523 тыс.т балансовыхи 120 тыс.т извлекаемых. Прирост запасов осуществлен в границах категории С2.
В целом по Суторминскомуместорождению на 01.01.2000 год прирост запасов нефти составил 523 тыс.т (0,15%от запасов месторождения), запасы категории С2 уменьшились на 8952тыс.т (29,94%).
Площади нефтеносностизалежей, начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа,подсчетные параметры и запасы свободного газа, числящихся на балансе ВГФ на01.01.2000 год приведены в таблице 1.5.1 и 1.5.2.
В целом по месторождениюзапасы нефти по категории В+С1 составляют:
- начальные балансовые – 348167 тыс.т;
- остаточные – 272085 тыс.т;
- начальные извлекаемые – 96406 тыс.т;
- остаточные извлекаемые – 20324 тыс.т.
Запасы растворенного газапо категориям В+С1 составляют:
- начальные извлекаемые – 5407 млн.м3;
- остаточные извлекаемые – 5407 млн.м3.
Запасы свободного газа покатегории С1 составляют 54442 млн.м3.
3 МЕТОДИКА РАСЧЁТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ2.1Обоснование математической модели
Проектирование разработкинефтяных месторождений осуществляется на базе математического моделированияпроцессов, происходящих при вытеснении нефти из пласта. С этой целью используютсяматематические модели нефтяной залежи.
В качестве моделинефтяной залежи служат соотношения или системы уравнений, с помощью которыхпроизводится воспроизведение или отражение нефтяной залежи и процессов,происходящих при ее разработке.
Параметры математическоймодели залежи определяются на основе обработки геолого-промысловых данных.
Продуктивный пласт инасыщающие его флюиды (нефть и вода) можно охарактеризовать как сложную(большую) систему, которую, согласно принципу целостности, нельзя исследоватьточно.
При создании моделейнефтяных залежей обычно стремятся с одной стороны получить наиболее полноеописание объекта, с другой — обеспечить простоту, обозримость и технологичностьвыполнения расчетов с помощью имеющихся в распоряжении вычислительных средств.
Построение каждой моделизалежи в определенной мере условно и неизбежно связано с субъективнымирешениями и гипотезами.
В настоящее время в распоряжении организаций, занимающихсяпроектированием разработки нефтяных месторождений, имеются математическиемодели различной размерности (одномерные,двумерные и трехмерные), позволяющие учитывать разное количество фаз(двухфазные и трехфазные) и разное количество компонентов (композиционныемодели, в которых каждая фаза рассматривается как многокомпонентная смесь).
Выбор той или инойматематической модели в основном определяется возможностями имеющихсявычислительных средств, наличием необходимой информации о геологическомстроении залежи, трудоемкостью расчетов, необходимой точностью прогноза и рядадругих факторов.
В общем случае модельдолжна обеспечивать баланс между простотой и информативностью, чтобы расчетыпроведенные с ее помощью правильно отражали реальные процессы, такому балансу внастоящее время для целей конкретного проектирования в наибольшей мереудовлетворяют слоисто-неоднородные безадресные модели нефтяных пластов.
В связи с этим подробноостановимся на применении таких моделей. Опыт проектирования разработкинефтяных месторождений показал, что модель пласта должна правильно отображатьвлияние наиболее существенных геолого-физических факторов и технологическихпараметров на ход процесса разработки. Так, например, при заводнении основнымиявляются следующие геолого-физические факторы:
1)неоднородность коллекторских свойств пласта (проницаемости, пористости,начальной и остаточной нефтенасыщенности);
2)различие вязкостей нефти и воды;
3)характер вытеснения нефти водой;
4) наличие водо-нефтяныхзон;
5)прерывистость пласта;
6) технологические параметры: вид системы заводнения(геометрия размещения скважин), плотность сетки скважин или удаленностьдобывающих рядов скважин от нагнетательного;
перепад давления междуними.
Одной из наиболеераспространенных форм математических моделей нефтяного пласта, применяющихсяпри проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением, являетсяслоистая модель. Слоистая модель пласта — основа расчетных методик, используемыхво многих институтах (ВНИИ, ТатНИПИ, БашНИПИ, СибНИПИ, Гипровостокнефть и др.,а также за рубежом) — прошла широкую практическую апробацию при проектировании большинстванефтяных месторождений Советского Союза и других стран мира.
Рассмотрим в качествепримера модель нефтяного пласта, применяемую в институте«Гипровостокнефтъ» и возможность учета при ее применении перечисленныхвыше факторов. Согласно этой модели нефтяной пласт представляется состоящим изсовокупности изолированных трубок тока, характеризующихся различнымифильтрационными свойствами. Каждая трубка тока из этой совокупности оказываетсясостоящей из некоторого количества разно проницаемых элементов пласта.Эффективная проницаемость такой трубки тока определяется как средняягармоническая величина составляющих ее элементов.
Учет влияния начальныхводонефтяных зон в слоистой модели производится следующим образом. Контурпитания (или нагнетательный ряд скважин) располагается у внешнего контуранефтеносности, см.рис.13 работа / 2 /. Наклонная поверхность водонефтяногоконтакта (ВНК) аппроксимируется ступенчатой поверхностью; при этом залежьоказывается состоящей из набора слоев с вертикальным водонефтяным контактом,удаленным на различное расстояние в каждом слое. Если известна закономерностьизменения проницаемости или параметры w (параметр wхарактеризует комплексную неоднородность коллекторских свойств пласта,
/> (2.1)
где: К — проницаемость,
m — пористость,
S — начальная нефтенасыщенностъ,
h -коэффициент вытеснениянефти водой) от кровли к подошве, то в модели пласта это можно учесть,приписывая слою с определенной проницаемостью соответствующее значениерасстояния от ВНК до эксплуатационной галереи. В большинстве случаев такиезакономерности не бывают известны либо не наблюдаются вообще. В этом случае расчетнаямодель пласта строится следующим образом. В каждой ступеньке, аппроксимирующейучасток поверхности ВНК, выделяется полный спектр трубок тока, неоднородных попроницаемости и другим фильтрационным параметрам. Спектр неоднородностиопределяется в соответствии с соотношениями, приведенными ниже и принимаетсяодинаковым для всех ступенек. Величина водонефтяной зоны характеризуетсяпараметром W:
/> (2.2)
гдеL1 и L2 — расстояние от эксплуатационного рядаскважин до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.
Приотсутствии водонефтяной зоны W=0; для залежей, подстилаемых пластовыми водамина всей площади («водоплавающих» залежей), при перфорации всейнефтенасыщенной толщины пласта W=1. Величиной W учитывается также степеньвскрытия перфорацией толщины пласта в скважинах, расположенных в водонефтяныхзонах.
Различиевязкости нефти и воды, а также изменчивость их по площади залежи в слоистоймодели учитывается в гидродинамических расчетах при прослеживании приближенияводонефтяного контакта по каждой трубке тока.
Характер вытеснения нефтиводой (поршневой или не поршневой) учитывается в расчетах путем аппроксимациифункции Баклея-Леверетта для различных кривых фазовых проницаемостей идальнейшим прослеживанием изменения фильтрационных параметров, нефте- иводонасыщенности по каждой трубке тока с последующим суммированием показателейпо всей совокупности трубок тока. При поршневом вытеснении фазовыепроницаемости и насыщенности изменяются скачком после прохождения фронтавытеснения.
Из технологических параметров большое влияние на ход процессазаводнения оказывает вид системы заводнения, т.е. взаимное расположение на площадизалежи добывающих и нагнетательных скважин. В математической модели геометрияпотоков жидкости в систему скважин учитывается введением некоторойэквивалентной криволинейной галереи. Эта галерея строится на основе карт фильтрационныхпотоков однородной жидкости для конкретных областей фильтрации, схемрасположения скважин и граничных условий на них (по данным расчетов на ЭВМ).Принимая условие неизменности траекторий движения жидкости (жесткости трубоктока), истинная карта фильтрационныхпотоков трансформируется в криволинейную галерею. Криволинейная галереяучитывает не только расположение скважин, но и зональную неоднородность пласта.
Сопоставление результатоврешения задач по методу криволинейной галереи с точными аналитическимирешениями, а также с приближенными решениями, полученными на основе уравненийдвумерной фильтрации жидкостей, показывает достаточно высокую точность расчетовпо криволинейной галерее в случае фильтрации жидкостей с равными подвижностямии практически приемлемую точность для жидкостей с различными подвижностями.
Длябольшинства применяемых в настоящее время регулярных систем разработки полученспектр распределения длин трубок тока, который можно использовать для расчетапроцесса заводнения однородного и слоисто-неоднородного пласта. Длязонально-неоднородного пласта спектр распределения длин трубок тока необходимополучать с помощью аналоговых или цифровых вычислительных машин.
Отметим, что для многорядных систем заводнения расчетнаямодель каждого ряда скважин будет различаться не только видом криволинейнойгалереи, но также и степенью неоднородности модели, которая зависит от масштабанеоднородности пласта и расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.
Аналогичнымобразом учитывается в модели и изменение плотности сетки скважин: с однойстороны изменяется характеристика неоднородности модели, с другой стороны — врезультате прерывистости пласта — эффективная проницаемость и дренируемый объемпласта (коэффициенты x (КS; l/d ) и bдр (КS; l/d.).
Выполнениегидродинамических расчетов по описанной модели на ЭВМ не вызывает серьезныхзатруднений вычислительного характера, требует сравнительно небольшогоколичества машинного времени.
Важнойособенностью данной модели пласта является сравнительная простота (по сравнениюс двумерной моделью) в адаптации ее параметров по данным истории разработки ивозможность автоматизировать все основные этапы проектирования разработкинефтяных месторождений.
Таким образом, математическая модель пласта, основанная наслоистой схеме течения, является чувствительной к наиболее важнымгеолого-физическим факторам и технологическим параметрам систем разработки,достаточно достоверно отражает их изменение как качественно, так иколичественно, и при соответствующей настройке может успешно применяться припроектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением.2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозединамики технологических показателей
Какпоказал опыт проектирования разработки нефтяных месторождений, точностьпрогноза динамики показателей зависит не только от правильности выбораматематической модели залежи, но также и от того, как схематизируется залежьпри выполнении гидродинамических расчетов.
На практике применяютсяили могут быть использованы следующие способы схематизации:
1 — залежь рассматривается в виде набора расчетных элементов (участков),позволяющих описать характер процесс фильтрации жидкости в пласте;
2 — при прогнозе она рассматривается в виде одного расчетногоучастка (элемента);
3 — при прогнозе производятся расчеты по каждой из скважин споследующим суммированием показателей в целом по залежи.
При применении каждого изуказанных способов схематизации необходимо учитывать следующие условия.
1. Обеспечение требуемой точности прогноза.
2. Величина трудоемкости расчетов и требуемые затратмашинного времени при применяемой ЭВМ.
3. Время, отпускаемое на выполнение работы. Остановимся накаждом из указанных методов схематизации залежей подробней.
Первый способ схематизации широко используется припроектировании разработки нефтяных месторождений.
Схема залежи составляетсяна основании карты изобар, карты обводнения, карты текущих отборов жидкости изскважин и структурной карты.
Рассмотримв качестве примера залежь нефти пласта Б2 Губинского месторождения.Залежь, имеющая полосообразную форму, разрабатывалась двумя рядами добывающихскважин, расположенными вдоль длинной оси структуры. В связи с тем, что онаразрабатывалась на естественном водонапорном режиме при напоре воды с южного исеверного крыльев, залежь можно схематизировать в виде двух участков — южного исеверного, на каждом из которых работало по одному ряду добывающих скважин.
Использование данногоспособа схематизации требует проведения большого объема подготовительных работ,способ обладает высокой трудоемкостью, требует довольно продолжительноговремени как на подготовительные работы, так и на адаптацию модели и проведениепрогноза.
Второйспособ схематизации позволяет на несколько порядков сократить трудоемкостьрасчетов по сравнению с первым и, следовательно, за ограниченный отрезоквремени выполнить большой объем расчетов. Однако, следует иметь в виду, чтоодновременно при этом может заметно снижаться точность прогноза.
Опыт показал, что длязалежей, находящихся в поздней стадии эксплуатации, погрешность прогноза прииспользовании этого способа может быть допустимой для практических целей.
Однако, для залежей,находящихся в ранней стадии эксплуатации, погрешность прогноза может быть существенной.Данное обстоятельство в значительной степени ограничивает область примененияэтого способа схематизации.
Опыт проектированияразработки нефтяных месторождений показал, что при использовании третьегоспособа, т.е. при выполнении расчетов по скважинам, можно обеспечить болеевысокую точность, чем при использовании первого (и тем более второго) способасхематизации,
Количественная оценкаточности прогноза при различной схематизации залежи показала следующее. Наранней стадии разработки залежи при определении величины извлекаемых запасовнефти при схематизации залежи в виде одного расчетного элемента возможна погрешностьдо 10-20%, при схематизации виде композиции расчетных элементов — до 5-10%, привыполнении расчетов по скважинам — до 2-5%.
Для залежей, находящихсяв поздней стадии разработки погрешность прогноза при использовании всехупомянутых методов прогноза значительно сокращается.
Длязалежей нефти, находящихся в поздней стадии разработки, а также для прогноза нане длительный период времени допустимо использование схематизации залежи в виде одного расчетногоэлемента.2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи
Расчетпроцесса заводнения новой залежи можно проводить с помощью соотношений (I) — (6)см / 1 /. Для этого необходимо по геолого-промысловым данным обосноватьпараметры математической модели залежи (s, W, m0, Qакт). В связи с тем, что расчет поформулам (1) — (6) является весьма трудоемким процессом, необходимо использоватьЭВМ высокой производительности. При выполнении расчетов без ЭВМ можнопопользовать графики, приведенные на рис.1-3 работы / 2 /, построенные наоснове большого количества расчетов с широким диапазоном изменения параметровмодели.
Расчет процесса заводнениязалежи при схематизации ее в виде одного расчетного элемента выполняетсяследующим образом.
1.Определяется величина отбора жидкости по годам на прогнозный период времени
2.Определяется величина накопленного отбора жидкости по годам.
3.По величине накопленного отбора жидкости определяется величина t на конец каждого года (ti =åqжi/ Qакт).
4.По величине ti с помощьюграфика зависимости (f(н)=f(н) (t)), находится величинаf(н)i на конец каждого года).
5.Определяется среднегодовое содержание нефти в добываемой продукции посоотношению:
/> (2.3)
6.Годовая добыча нефти (в пластовых условиях) определяется по соотношению:
/> (2.4)
7.Годовая добыча воды в пластовых условиях определяется по соотношению:
/> (2.5)
8.Среднегодовая обводненность (в пластовых условиях) определяется по соотношению(в процентах):
/> (2.6)
9.Годовое количество добываемого газа определяется по соотношению:
/> (2.7)
гдеГ — газовый фактор, м3/т.
Довольно часто залежьприходится схематизировать в виде набора участков. Например, для учёта порядкаразбуривания и обустройства вводимой в разработку залежи в соответствии спланом бурения скважин и обустройства месторождения выделяются расчетныеучастки. При этом учитывается характер движения жидкости в пласте: приплощадном заводнении участок намечается как совокупность ячеек, при блоковойсистеме заводнения — как совокупность элементов соответствующей блоковойсистемы. Расчет процесса заводнения производится отдельно по каждого участку изатем проводится суммирование с учетом ввода участков во времени.2.4 Уточнение математической модели впроцессе адаптации ее по даннымистории ее разработки
Дляпрогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначалепроводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными впроцессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.
Приотсутствии — ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах3.3.В отличииот раздела 3.3 вначале определяется величина t за год, предшествующий прогнозному году посоотношению:
/> (2.8)Затемопределяется t на 1прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 3.3.2.5 Обоснование величины прогнозного уровняотбора жидкости
Расчет процессазаводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.
По новым залежам уровеньотбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных впроцессе опробования или опытной эксплуатации.
Годовой отбор жидкости (впластовых условиях) определяется по соотношению:
/> (2.9)
гдеQж — дебит скважины, в пластовых условиях, м3/сут; N — количество вводимых в эксплуатацию скважин; Кэ — коэффициентэксплуатации скважин.
Величинаотбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамическихрасчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводитькорректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициентвоздействия ( x ).
Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимаетсяравной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозномугоду (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), иликорректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, вводновых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).
Определенная в данномразделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.
3. Расчётпоказателей разработки пласта БС11 Суторминского месторождения
Исходные данные длярасчётов приведены в таблице 3.1.
1. Рассчитываем площадьзалежи
/> м2, (3.1)
где В — ширина залежи, м;L — длина залежи, м.
2. Находим начальныебалансовые запасы нефти объёмным методом
/> т, (3.2)
где hэф — эффективная нефтенасыщеннаямощность, м; m — коэффициент пористости, доли ед.; Sн — коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; rнпл — плотность нефти в пластовыхусловиях, т/м3; bн — объёмный коэффициент нефти, долиед. /3/
3. Так как L/B>1,5 данную залежь схематизируем как полосообразную. Длянеё используем трёхрядное размещение добывающих скважин с законтурнымзаводнением. Так как залежь с двусторонним питанием делим её на две равныечасти и проводим расчёты только для одной.
3.1 Определяем среднеерасстояние между рядами
/> м, (3.3)
где n — число рядов.
3.2 Определяем расстояниеот контура питания до первого добывающего ряда и между первым и вторым рядамисоответственно по формулам
/> м, (3.4)
/> м. (3.5)
Таблица 3.1.Ширина залежи, м 18200 Длина залежи, м 27800 Эффективная толщина пласта, м 12 Пористость, доли ед. 0,18
Проницаемость, мкм2 0,04 Начальная нефтенасыщенность, доли ед. 0,64 Вязкость нефти, мПа*с 1,25
Плотность нефти, кг/м3 780 Перепад давления, МПа 3 Балансовые запасы, млн.т. 590,83 Объемный коэффициент, доли ед. 1,185 Приведенный радиус скважины, м 0,055 Коэффициент эксплуатации, доли ед. 0,8
3.3 Находим
/>, (3.6)
где rc — приведённый радиус скважины, м.
3.4 По номограмме изкниги /4/ находим среднее расстояние между скважинами
/> м. (3.7)
3.5 Рассчитываем среднееколичество скважин
/>. (3.8)
3.6 Определяем количествоскважин в рядах
/> скв, (3.9)
/> скв. (3.10)
3.7 Находим расстояниямежду скважинами в рядах
/> м, (3.11)
/> м. (3.12)
В результате проведённойсхематизации залежи общее количество добывающих скважин составляет 1899 скв, анагнетательных — 1899/3=633 скв.
4. Рассчитываем параметрКрылова
/> т/скв. (3.13)
5. Определяем дебиты врядах по формуле Маскета /3/
/> />, (3.14)
/>т/сут,
/>, (3.15)
/> т/сут,
где k — проницаемость, м2;
m — динамическая вязкость нефти, Па*с;
DР=3 МПа — перепад давления, Па;
rн — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
Rк1, Rк2 — расстояние до контура питания, м.
6. По формуле (2.9) определяемгодовой отбор жидкости
/> т/год.
7. Находим приращениевеличины безразмерного времени
/>.
8. Исходя из соотношениявязкостей нефти и воды (m0=1,2),выбираем по книге /2/ модель слоисто-неоднородного пласта и адаптируем на нашиусловия (таблица 3.2, рисунок 3).
9. Производим расчётпоказателей разработки по формулам (2.3) — (2.8) (таблица 3.3).
Таблица 3.2.
Доля нефти в добываемойпродукции в зависимости от безразмерного времени Fн i 0,028359 1 0,056719 1 0,085078 0.999 0,113437 0.997 0,141796 0.996 0,170156 0.993 0,198515 0.089 0,226874 0,986 0,255234 0,982 0,283593 0,975 0,311952 0,964 0,340311 0,950 0,368671 0,926 0,39703 0,900 0,425389 0,862 0,453749 0,813 0,482108 0,765 0,510467 0,705 0,538826 0,654 0,567186 0,616 0,595545 0,573 0,623904 0,525 0,652264 0,487 0,680623 0,453 0,708982 0,428 0,737342 0,402 0,765701 0,377 0,79406 0,357 0,822419 0,333 0,850779 0,314 0,879138 0,295 0,907497 0,274 0,935857 0,261 0,964216 0,240 0,992575 0,221 1,020934 0,203 1,049294 0,186 1,077653 0,165 1,106012 0,146 1,134372 0,134 1,162731 0,117 1,19109 0,097 1,219449 0,084 1,247809 0,069 1,276168 0,060 1,304527 0,051 1,332887 0,044 1,361246 0,041 1,389605 0,037 1,417964 0,032 1,446324 0,028 1,474683 0,028
Втаблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки.Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.
4. АНАЛИЗПРОВЕДЕННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Методика расчетапоказателей разработки предлагаемая институтом «Гипровостокнефть» проста, ивместе с тем дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическимивыкладками.
Расчёты по скважинам при использовании одномернойматематической модели ранее обычно не производили; для этой цели необходимоиспользовать двумерные математические модели. Использование двумернойматематической модели весьма трудоемко, необходимо иметь ЭВМ высокойпроизводительности, отсутствуют технологичные программы автоматизированнойадаптации и необходимо иметь достаточно большое количество информации. В связис этим при проектировании разработки они применяются относительно редко.
Для определения точности прогноза при расчете поскважинам с использованием одномерной модели проведено сопоставлениевоспроизведения истории разработки и результатов прогноза при использованиидвумерной и одномерной моделей по залежам нефти пласта А4 Медведевского иХилковского месторождений.
Воспроизведение истории разработки сиспользованием двумерной модели по Медведевскому месторождению выполнено винституте «Гипровостокнефть», по Хилковскому в институте ВНИИ.Сопоставлениерезультатов воспроизведения истории разработки и прогноза по скважинам (и вцелом по залежам) при использовании одномерной и двумерной моделей показало,что в обоих случаях обеспечивается практически одинаковая точность прогноза.
Оповышении точности прогноза при выполнении расчетов по скважинамсвидетельствует опыт проектирования разработки месторождений Куйбышевской иОренбургской областей.
СПИСОКИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Расчёт динамики показателей разработки нефтяной залежи при водонапорномрежиме», методические разработки для студентов при выполнении курсовых идипломных работ по специальности 0907, Куйбышев, 1990;
2. В.С. Ковалёв, В.М. Житомирский «Прогноз разработки нефтяныхместорождений и эффективность систем заводнения», Москва, «Недра», 1976, 246с.;
3. М.А. Токарев «Проектированиеразработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловыхмоделей», методическое руководство, УНИ, 1991;
4. Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений»,Москва,«НЕДРА», 1998.