Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений КУРСОВАЯ РАБОТА По дисциплине: Методы и технологии поддержания пластового давления Тема: «Проектирование системы поддержания пластового давления пласта Нх-Ⅲ-Ⅳ Ванкорского месторождения» Руководитель Е. В. Безверхая подпись, дата Студент гр. ГБ20-03Б, 082052662 номер группы, зачетной книжки инициалы, фамилия И. А. Рязанцев подпись, дата Красноярск 2024 инициалы, фамилия СОДЕРЖАНИЕ Введение ................................................................................................................... 3 1 Геология месторождения................................................................................. 4 1.1 Общие сведения о месторождении.............................................................. 4 1.2 Стратиграфия и Литология .......................................................................... 7 1.3 Нефтегазоносность........................................................................................ 9 1.4 Коллекторские свойства пород пластовОшибка! Закладка не определена. 1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и водыОшибка! Закладка не определена. 2 Расчет запасов....................................... Ошибка! Закладка не определена. 2. 1 Выбор оптимальной сетки скважинОшибка! Закладка не определена. 3 Естественные режимы ................................................................................... 16 4 Расчет эффективной работы пласта при естественных режимах . Ошибка! Закладка не определена. 5 Расчет дебита горизонтальной скважины................................................... 31 5.1 Рассчет радиуса контура питания.............................................................. 31 5.2 Рассчет дебита по формуле Джоши .......................................................... 32 6. Расчет технологических показателей разработки месторождения при однородной схеме расположения скважинОшибка! Закладка не определена. 7. Расчет технологических показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин Ошибка! Закладка не определена. 8 Сравнение двух вариантов разработкиОшибка! Закладка не определена. Заключение .................................................. Ошибка! Закладка не определена. ВВЕДЕНИЕ Разрабатывая месторождение, необходимо правильно выбрать схему разработки, а именно план определяющий расположение будущих скважин. Для принятия решения о выборе схемы требуется иметь надлежащее представление о геологическом строении пласта, его форме, неоднородностях, а также о объеме и свойствах флюидов, которые насыщают пласт. Если схема разработки выбрана неправильно, это может привести к быстрому возникновению водонапора в скважинах и, соответственно, к сокращению срока эксплуатации месторождения. Учитывая неполные геологические сведения, в данной работе мы проведем приблизительный оценочный расчет системы поддержания пластового давления для пласта Нх-Ⅲ-Ⅳ на Ванкорском месторождении. 1 Геология месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении Ванкорское газонефтяное месторождение открыто в 1988 году и административно расположено на территории Туруханского района Красноярского края и лишь его северная часть частично находится на территории Дудинского района Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Владельцем лицензии на право геологического изучения и добычи нефти и газа в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка является ООО «Таймырнефть» (лицензия ДУД № 10891 НР от 16.05.2000г.) (рис. 1.1). В настоящее время деятельность на территории Северо-Ванкорского участка осуществляет ЗАО «Ванкорнефть», на основании агентского соглашения между ним и недропользователем [1]. Рельеф местности равнинный (преобладающие высоты 20-60 м, макс. 100м). Значительная площадь ее сильно заболочена, имеются многочисленные озера. Поверхность равнины плоская и лишь изредка возвышаются одиночные холмы (сопки) высотой до 100 м. Вершины холмов округлые или плоские, склоны расчленены густой сетью речных долин. Район изобилует реками и озерами. Наиболее крупной рекой в районе работ является р. Лодочная, протекающая в 1 км на юго-восток от места заложения скважины. Р. Лодочная является притоком р. Большая Хета, не судоходна, ширина до 50 м, глубина от 0,3 до 2 м, скорость течения 0,3-0,5 м/сек. Самые крупные озера имеют площадь 15-20 км2. Берега озер низкие, дно песчаное или вязкое, вода в них пресная. Снабжение буровой, питьевой и технической водой будет осуществляться из ближайшего озера, расположенного в 300 м. По данным Игарской научно-исследовательской мерзлотной станции Сибирского отделения АН РФ, основанным на температурных замерах в поисковых и разведочных скважинах Ванкорского и Сузунского месторождений определено, что толщина многолетнемерзлых пород на лицензионном участке составляет 470-575 м, при средней их температуре -2,5С. Температурный режим верхнего слоя грунтов формируется исключительно под влиянием современных условий теплообмена в системе грунт-атмосфера. Особая роль в этом принадлежит толщине снежного покрова. Исследования показали, что при средней толщине снега 64 см среднегодовая величина отепляющего влияния снежного покрова составляет около 7С при средней многолетней температуре этого региона -8,7С. Величина геотермического градиента ниже зоны отрицательных температур составляет 2,37-2,78 С/100 м. Прогнозная температура пород на глубинах 2 км и 3 км соответственно равна 44С и 68С. Растительный и животный мир характерен для зоны лесотундры. Деловой древесины в районе работ нет. Площадь сельхозугодий менее 20 %. Климат района арктический: суровая продолжительная зима, короткое прохладное лето. Среднегодовая температура воздуха отрицательная: -10, -11 °С. Наиболее теплый месяц года - июль, средняя температура воздуха в июле +16°С, в отдельные дни до +30°С. Наиболее холодные месяцы - январь, февраль, средняя температура -26°С, а в отдельные дни температура воздуха опускается до -57°С. Сумма температур воздуха за период с температурой воздуха выше 10°С (агроклиматические ресурсы) от 400 до 1000, что предопределяет следующие характерные для данного пояса с/х культуры: редис, салат, лук на перо, очагово-ранний картофель. Возможно овощеводство в закрытом грунте. Почвы глеетаежные в сочетании с заболоченными. Количество осадков, выпадающих в виде дождя и снега, в среднем 250500 мм в год. Наибольшее количество осадков приходится на август-сентябрь. Мощность снегового покрова неравномерна: на равнинных участках - до одного метра, в оврагах, распадках - до 3,0 м. На протяжении всего года на данной территории дуют сильные ветры. В весенне-летний период преобладают ветры северного и северо-западного направления, зимой - южного и юго-западного. Максимальная сила ветра достигает 25 м/сек, средняя скорость ветра - 5-7 м/сек. Среднее давление воздуха на уровне моря: январь – 1018-1021, июль – 1006-1009 миллибар (1 мб = 0,75 мм. рт. ст.). Район участка относится к VI климатической зоне. Отопительный сезон начинается с 1 сентября и длится 289 суток (г. Игарка). Длительность периода с температурой выше 10°С 60-90 дней. Крупных населенных пунктов на площади работ нет. Ближайшие: г. Игарка в 180 км на юг-восток, г. Дудинка в 220 км на северо-восток. База организации подрядчика работ расположена в г. Дудинка. Кроме того существуют: продовольственная база Сузун-берег в 138 км, Ванкор-берег в 18 км, Прилуки в 230 км и Геологический в 256 км (среднее удаление) Коренное население: селькупы, ненцы, нанайцы - занимаются рыболовством, охотой и оленеводством. Доля трудоспособного населения 5055 %. Плотность населения менее 1 чел. на 1 км2. Главные промысловые звери соболь, песец и северный олень. Основные промысловые рыбы – сиговые. Ванкорское месторождение рассматривается как первоочередной объект создания нового центра нефтедобывающей промышленности на севере Красноярского края и от скорейшего его вовлечения в промышленную разработку зависит развитие нефтяной промышленности края в целом. Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Ванкорского месторождения 1.2 Стратиграфия и литология На месторождении пробурено 6 поисковых, 6 разведочных и одна поисково-оценочная скважины, вскрывшие отложения нижнего мела. В разрезе нижнего мела выделены нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты. Нижнехетская свита (K1br-v1) в объеме берриаса и низов валанжина в пределах месторождения пользуется повсеместным распространением и представлена преимущественно глинистыми породами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, с голубоватым оттенком, тонкослоистые, слабо песчанистые, с обугленными растительными остатками и обломками фауны. Песчаники и алевролиты светло-серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, слюдистые, местами известковистые, плотные. В средней части свиты выделяется два песчаных продуктивных пласта (Нх- III, Hx-IV), общей толщиной около 80м, а в верхней части – песчаная пачка Нх-I, толщиной порядка 10м с доказанной нефтенасыщенностью. К кровле пласта Нх-I приурочен отражающий сейсмический горизонт IД. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнехетской свиты в скважине ВН-4 – 441 м. Суходудинская свита (K1v1-h) сложена преимущественно песчаноалевритовыми породами, согласно залегающими на подстилающих отложениях нижнехетской свиты. Свита является региональным коллектором, в разрезе которого выделяется до 13 песчаных пластов, в том числе до 10 газоносных (Соленинское, Казанцевское, Пеляткинское месторождения). На Ванкорском месторождении выдержанные глинистые прослои отсутствуют, в связи с чем, залежи углеводородов не локализуются. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, местами известковистые. Алевролиты серые и темно-серые, плотные, песчанистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, плитчатые, с многочисленными остатками пелице под обугленных растительных остатков и конкрециями сидерита. Толщина свиты довольно выдержанная и составляет 548-588 м. Малохетская свита (K1br-a1), так же как и суходудинская литологически представлена песчаниками с малочисленными прослоями глинисто-алевритовых пород. Верхняя часть разреза более песчанистая, в нижней – глинизация увеличивается. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, рыхлые. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, плотные, тонкослоистые, слабоволнистые, плитчатые. Толщина свиты 256-261 м. Яковлевская свита (K1a1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистых разностей, обогащенных линзовидными прослоями углей. Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, кварцполевошпатовые, с прослоями углистых аргиллитов. С пластами Як IVII связана нефтегазоносность разреза свиты. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. В продуктивной части свиты прослеживается сейсмический горизонт IБ. Толщина отложений свиты – 432441 м В разрезе верхнего мела выделена долганская свита, охватывающая отложения сеноманского яруса и частично верхов альба, дорожковская свита в составе нижнего турона, насоновская (верхний турон-сантон), а так же салпадаяхинская и танамская свиты в составе кампанского и маастрихтского ярусов. Отложения долганской свиты (K1al3-K2s) согласно перекрывают породы яковлевской свиты и представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина песков и песчаников достигает нескольких сот метров. Песчаники серые, светло-серые, разнозернистые, кварцполевошпатовые, нередко косослоистые. С прослоями песчаников на месторождении связаны13 продуктивные газоносные пласты Дл I-III. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, встречаются аркозовые разности. В кровле долганской свиты выделен сейсмический отражающий горизонт IA. Толщина отложений свиты 305-322 м. Дорожковская свита (K2t1) на всей территории Енисей-Хатангского прогиба и Пур-Тазовской НГО является региональной покрышкой, породы которой представлены темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями серых и зеленовато-серых алевролитов. На нижележащих отложениях долганский свиты они залегают согласно. Толщина отложений 70-78 м. Насоновская свита (K2t2-st) литологически сложена песчаниками и алевритами. Основной состав свиты – алевриты, в кровельной и подошвенной частях наблюдается опесчанивание разреза. Алевриты серые, серо-зеленые, с подчиненными прослоями глин, темно-серых, вязких. Песчаники зеленоватосерые, мелкозернистые на глинистом цементе. Толщина свиты 310-31 м. Отложения салпадаяхинской и танамской свит (K2kp-m) венчают разрез верхнего мела представлены глинами темно-серыми, с прослоями алевролитов светло-серых, слюдистых, со стяжениями известковистых алевролитов, и песков серых, плотных, мелкозернистых, глинистых. Толщина отложений 467-530 м. Четвертичные образования с размывом залегают на отложениях танамской свиты и представлены песками, глинами, супесями и суглинками. Толщина отложений, в зависимости от гипсометрического плана поверхности размыва верхнемеловых пород колеблется в пределах от 30 до 80 м. Геологический профиль углеводородонасыщенных Ванкорского месторождения, приведен на рисунке 1.2. пластов Рисунок 1.2 - Профиль пластов Ванкорского месторождения, имеющих потенциал нефтегазоносности 1.3 Нефтегазоносность разреза Промышленные притоки нефти и газа Ванкорского месторожде связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласты Дл-I) яковлевской свиты (пласты Як-1, Як-II-VII) и нижнехетской свиты (пла» Нх-I, Нх-III-IV). Технологической схемой разработки месторождения предусматривается разбуривание залежей пластов Як-II-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Залежь пласта Як-II-VII. Залежь пласта Як-II-VII является газонефтяной, вскрыта на Северном и Южном куполах. На Северном куполе в скважине СВ-1 из интервала 1666-1672 м получен приток нефти дебитом 134 м3/сутки на штуцере 8 мм при депрессии 1,3 МПа, а из интервалов 1654-1658, 1646-1651 и 1638-1642 м получен приток газа дебитом 205,7тыс.м3/сут. на шайбе 10 мм при депрессии 1,7 МПа.На Южном куполе притоки нефти получены в скважинах ВН-6 и ВН-10 в интервале 1640-1688 м, был получен притоки нефти дебитом 21,7 – 74 м3/сут, а из нижнего объекта - нефть с водой дебитом 36 и 4,2 м3/сут соответственно. В скважине ВН-10 приток нефти дебитом 37,1 м3/сут получен из интервала 1686 – 1700 м, на штуцере 6мм при депрессии 11,6 МПа. Эффективные толщины рассматриваемого пласта колеблются в пределах 51-71м, сокращаясь к крыльям структуры при высоком коэффициенте расчлененности. Количество песчаных прослоев по скважинам достигает 17-20. Вскрытые газонасыщенные толщины составляют 0,8-18,5м, нефтенасыщенные – 12,1-30,7м. Водонефтяной контакт был принят на отметке –1643+2,8 м, а ГНК - -1601 м. По типу залежь пластовая, сводовая. Ее размеры 26 х 9 км, высота – 70 м. Залежь пласта Нх-I. Нефтяная залежь пласта Нх-I установлена в пределах обоих куполов и вскрыта в 6 скважинах. На Северном куполе в скважине СВ-1 приток не получен, а на Южном куполе притоки нефти составили 35,7 – 49,6 м3/сут на штуцере 9 и 6 мм. Залежь является пластовой, сводовой, размеры ее 30 х 10 км, высотой 85 м. ВНК принят по наиболее низкой отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора–2635 м, установленной по данным ГИС. В сводовой части залежи нефтенасыщеный коллектор, представленный прослоями песчаников и алевролитов, вскрыт на отметках –2543-2565 м, а на крыльях и периклиналях – -2614-2620 м. Эффективные толщины песчаных прослоев составляют 0,2 – 3,8 м, при суммарных значениях – 1,0 – 11,0 м. Залежь пластов Нх-III–IV. Газонефтяная залежь пластов Нх-III–IV развита в пределах обоих куполов месторождения, является пластовой, сводовой. Кровля продуктивных коллекторов залегает на глубинах 2725-2785 м на абсолютных отметках –2670-2729 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 24,4 до 31,8 м, а максимальные газонасыщенные достигают 36 м. По результатам интерпретации материалов ГИС и испытаний поисково-разведочных скважин водонефтяной контакт на принят на абсолютных отметках минус 2753 м– 2760 м, газо-водяной контакт принят на отметках минус 2721- 2927 м. В пределах Северного купола опробована скважина СВ-1, в которой из интервалов 27552761 и 2768-2777 получены притоки нефти дебитом178,8 и 277,2 м3/сут на штуцере 8 и 10 мм соответственно. На Южном куполе опробование нефтяной и газовой частей залежи выполнено в 4х скважинах (ВН-4, ВН-5, ВН-9 и ВН10). Во всех скважинах, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти и газа. Дебиты нефти изменялись в широких пределах, составляя 14,2 м3/сут (скв.ВН-5), 182,5 м3/сут (скв.ВН-10) на штуцере диаметром 3 и 8 мм соответственно, а газа, – 154,9 тыс. м3/сут на шайбе 9 мм (скв. ВН-4).Размеры залежи 22 х 7 км, высота газовой шапки около 70м, нефтенасыщенной части пласта – 30 м. Технологической схемой разработки Ванкорского месторождения предполагается бурение кустовых наклонно направленных и горизонтальных скважин. 1.4 Коллекторские свойства продуктивных коллекторов Коллекторские свойства пород продуктивного разреза Ванкорского месторождения охарактеризованы данными лабораторного исследования керна и результатами интерпретации материалов ГИС. Коллекторы горизонта Як-III-VII яковлевской свиты представлены слаболитифицированными алевролитовыми песчаниками, преимущественно массивной текстуры. Кое-где встречаются тонкие косые прерывистые прослойки углистого материала и темной слюды. По вещественному составу песчаники относятся к аркозовым. Породы неравномерно карбонатизированы. Содержание кальцита изменяется от 1 до 18 %. Пористость по керну достигает 32,9%, проницаемость 1950 мД. Средняя пористость пластов - коллекторов по керну составляет 24,2%, а средняя проницаемость – 300,3 мД. Средняя величина водонасыщенности –32.9% .По данным ГИС среднее значение пористости 29,7% (197 определений), средняя проницаемость – 512,4 мД, а средняя величина коэффициента нефтенасыщенности составляет 53,7% (87 определений). Покрышкой продуктивного горизонта служит пачка алевритоглинистых пород толщиной до 20 м. Породы покрышки керном не охарактеризованы. Коллекторы горизонта Нх-I,III-IV нижнехетской свиты сложены песчаниками массивной текстуры, карбонатизированными (от 2 до 23%). Присутствие карбонатного материала снижает коллекторские свойства. Пористость по керну достигает 30,2%, проницаемость 1387 мД. Средняя пористость пластов - коллекторов по керну составляет 17.9%, а средняя проницаемость – 50,1 мД. Средняя величина коэффициента водонасыщенности –49,8% . По данным ГИС средняя пористость равна 19,8%, средняя проницаемость –42,3 мД а средняя нефтенасыщенность составляет 50,8%. Покрышками для коллекторов нижнехетской свиты служат глинистоалевролитовые отложения. Вытеснения нефти исследовалась на насыпных моделях, для которых использовался дезинтегрированный керн из скважины ВН-9. Моделировались термобарические условия залегания продуктивных пластов яковлевской и нижнехетской свит. Вытеснение нефти производилось моделью пластовой воды и газом. По результам исследования можно сделать вывод что с ростом проницаемости модели коэффициент вытеснения увеличивается. Средневзвешенные значения проницаемости нефтегазонасыщенных частей пластов Як-II-VII, Нх-I, Нх-IIIIV оцениваются величиной 150, 10 и 500 мд соответственно. Этим значениям проницаемости отвечают величины коэффициентов вытеснения (при вытеснении водой) равные 0,575; 0,500; 0,720. 1.5 Физико – химические свойства нефти, газа и воды Глубинные пробы в пределах месторождения были отобраны в 7 скважинах. Пробы отбирались при испытании пластов Нх-I, Нх-III-IV и Як-IIIVII. По Нх-I была отобрана одна проба в скважине Внк-10. По пласту Нх-IIIIV были отобраны 7 проб по четырем скважинам. По пласту Як-III-VII отобрано 5 проб из трех скважин, все пробы являются представительными. Свойства пластовых нефтей по глубинным пробам представлены в таблице 1.1 По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть по пласту Нх-III-IV имеет в газонасыщенном состоянии плотность в интервале 0,677-0,742 г/смЗ (среднее значение - 0,701), вязкость динамическая 0,74-4,76 мПа*с (среднее - 0,90), газосодержание 116,1-156,81 мЗ/ мЗ (среднее - 140,02), давление насыщения 18,2-24,62 МПа (среднее — 20,67), объемный коэффициент 1,25-1,45 (среднее 1,38). Плотность насыщенной газом нефти по глубинным пробам пласта ЯкIII-VII составляет 0,815-0,851 г/смЗ (среднее значение - 0,827), вязкость динамическая 8,8-20,79 мПа*с (среднее - 17,27), газосодержание 23,51-48,42 мЗ/ мЗ (среднее - 37,13), давление насыщения 7,18-15,44 МПа (среднее — 10,92), объемный коэффициент 1,057-1,148 (среднее 1,1). Таблица 1.1- Свойства пластовой нефти Продуктивные пласты Наименование Давление насыщения газом, МПа Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/м3 м3/т Объемный коэффициент при Рпл и tпл -однократное разгазирование, доли ед. -дифференциальное разгазирование, доли ед. Объемный коэффициент при Рнас и tпл -однократное разгазирование, доли ед. -дифференциальное разгазирование, доли ед. Плотность пластовой нефти при Pнас и tпл, г/см3 -однократное разгазирование -дифференциальное разгазирование Плотность нефти в поверхностных условиях Плотность газа при 200С, г/см3 Вязкость пластовой нефти при Рпл и tпл, мПа*с Як-II-VII Нх-I Нх-III-IV 11,6 19,0 21,4 25,3 28 115,5 139,0 109,8 128,0 1,21 1,54 1,30 1,27 - - 1,31 1,28 0,846 0,902 24,4 0,702 0,831 0,98 0,739 0,858 0,75 1,1 Краткая геолого – физическая характеристика представлена в таблице 1.3 Таблица 1.3 - Геолого физическая характеристика разрабатываемых пластов Пласты Як III-VII НХ I НХ III-IV Теригенный, Теригенный, Теригенный, поровый поровый поровый Средняя глубина залегания, м 1670 2670 2780 Площадь, тыс. м2 271480 384920 301410 Нефтенасыщенная толщина, м 19,1 6,3 17,3 Газонасыщенная толщина, м 5,9 - 16,5 Проницаемсоть, мД 480 20 240 Средняя пористость, доли. ед. 0,27 0,2 0,2 Начальное пластовое давление, атм. 159 254 271 Тип коллектора Давление насыщения, атм. 159 254 271 Газосодеожание, м3/т 61 202 211 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,12 1,422 1,458 Плотность нефти (с.у.), кг/м3 902 823 845 Вязкость нефти (п.у.), сПз 8,9 0,7 0,7 Плотность газа (с.у.), кг/м3 0,7 0,84 0,89 Содержание парафинов в нефти, % масс. 0,9 7 4,6 Содержание смол в нефти, % масс. 7 3,4 5,8 Содержание асфальтенов в нефти, % масс. 0,1 <0,1 0,1 Содержание серы в нефти, % масс. 0,2 0,1 0,1 Геологические запасы нефти / газоконденсата, млн.т. 695,7 129,2 366,7 / 8,8 Извлекаемые запасы нефти / газоконденсата, млн.т. 323 47,9 149,3 / 4,8 Геологические запасы свободного газа, млрд. м3 8,8 - 39,5 2 Расчет запасов нефти и газа Рассчитаем запасы нефти объемным методом на основе вышеизложенных показателей: 𝑄баланс = 𝑆 ⋅ ℎ ⋅ 𝐾пор ⋅ Кнефтнас ⋅ 𝜌разг 𝑏 = 301 ⋅ 106 ⋅ 17,3 ⋅ 0,2 ⋅ 0,508 ⋅ 845 1,3 = 343 млн тонн нефти. Эти запасы относятся к категории С1, так как значение получено на основе экстраполяцией геологических данных и осредненных значений. Рассчитаем объем газа, растворенный в нефти, зная газосодержание. 𝑄газ = 343 × 211 = 7,2 млрд м3 Эти запасы относятся к категории С1, так как значение было получено на основе изучения и экстраполяции геологических данных и средних значений. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа данное месторождение можно отнести к крупным. 2.1. Выбор оптимальной сетки скважин Пласт НХ-III-IV имеет ряд характеристик, таких как глубина и мощность пласта, обладает низкой проницаемостью, в отдельных зонах доходящей до 50 мД (подтверждено геофизическими исследованиями). Средняя глубина залегания пласта составляет 2780 м; средняя толщина продуктивных пластов 17,3 м; их средняя пористость 0,2; средняя начальная нефтенасыщенность 0,58; средняя плотность нефти 845 кг/м3. При прогнозировании добычи нефти и других показателей деятельности нефтедобывающих объединений или нефтяной промышленности всей страны применяют методы как краткосрочного (на 1—5 лет), так и долгосрочного планирования (на 20—25 лет). Для долгосрочного оптимального планирования развития нефтедобычи в крупном регионе или в стране в целом необходимо использовать математические модели, учитывающие взаимосвязь разведки и разработки месторождений. Для расчета сетки скважин начнем с подсчета конечной нефтеотдачи при помощи формулы Щелкачева: −7×10×104 Ƞ𝑘 = Ƞ1𝑘 × 𝑒 −𝛼𝑆𝑐 = 0,525 × 2,71828−6,129×10 = 0,54 где коэффициент 𝛼 = 6,129 ⋅ 10−7 ; е=2,71828; Sc – плотность сетки скважин. Накопленная нефтеотдача расчитывается по формуле 2.1: Bt2 t 1 D Qн = 106 (At + 2 + C (λ e−λt + λ2 (e−λt − 1)) + λ (e−λt − 1)) Для расчёта определим коэффиценты: (2.1) 𝑞 𝑧𝑚𝑎𝑥 c max (2.2) 𝑁кр Где Nк s c h m s но н к (s c) (2.3) 𝑁кр = 10 ⋅ 104 ⋅ 17,3 ⋅ 0,2 ⋅ 0,85 ⋅ 0,845 ⋅ 0,54 = 134400 т/скв Тогда 𝑧𝑚𝑎𝑥 = 15000 213831 = 0,111 Далее определим коэффициент 𝜆: 𝜆 = 𝑧𝑚𝑎𝑥 × 𝑒 (2.4) 𝜆 = 0,111 × 2,71828 = 0,303 По формуле определяем извлекаемые запасы нефти по времени 𝑔(𝑡) = 𝑎п 𝑠𝑐 𝜂𝑘 𝐸𝑝 𝑓(𝑡) (2.5) 𝐻э 𝐸𝑝 +𝑎п 𝑠𝑐 𝜂𝑘 Где, ап = ℎ × 𝑚 × 𝑆но × 𝜌н (2.6) ап = 17,3 × 0,2 × 0,85 × 0,845 = 2,49 Тогда: 𝑔г (𝑡) = 2,49×10×104 ×0,54×125 2780×125+2,49×10×104 ×0,54 𝑓(𝑡) = 34,86𝑓(𝑡) Решая это уравнение получим зависимость g г t а f t (2.7) а – коэффициент 106 м3 /год b a – коэффициент 106 м3 /год t Тогда получаем: a = 34,86 × 106 м3 /год 𝑏= 34,86 = 1,74 × 106 м3 /год 20 Проводим упрощения коэффициентов по следующим формулам: 𝐴=𝑎− 2𝑏 (2.8) 𝜆 𝐵=𝑏 (2.9) 𝑐 =𝑎⋅𝜆−𝑏 (2.10) 𝐷=𝐴 (2.11) 𝐴 = 34,86 − 2 × 1,74 = 23,37 0,303 𝐵 = 1,74 𝐶 = 34,86 × 0,303 − 1,74 = 8,83 𝐷 = 23,37 Подставляем полученные упрощенные коэффициенты в формулу накопленной добычи: 𝑄н = 106 [23,37 × 20 + 1,74×202 (2,71828−0,303×20 − 1)) + 2 23,37 0,303 + 8,83 × ( 20 0,303 × 2,71828−0,303×20 + × (2,71828−0,303×20 − 1)] = 644778 1 0,3032 × тыс. тонн Далее проведем аналогичные подсчеты для других значений Sc для выбора максимальной накопленной добычи. Таблица 1.1 – Сравнение накопленной добычи от плотности сетки скважин Sс, Га/скв Накопленная добыча Qн, тыс. тонн 10 644778 20 619965 25 570529 30 521889 35 478168 40 440201 45 407655 50 379865 55 356128 58 343562 Отношение накопленной добычи от плотности сетки скважин 700000,000 600000,000 QН 500000,000 400000,000 300000,000 200000,000 100000,000 0,000 10 20 25 30 35 40 45 50 55 60 SQ Рисунок 2.1 - Отношение накопленной добычи от плотности сетки скважин Можно сделать вывод, что максимальная накопленная добыча происходит при Sc = 10 Га/скв. Однако, значение добычи превышает запасы пласта. Поэтому проанализировав таблицу и график мы видим, что подходящей площадью для наших запасов 𝑄баланс = 343 млн т. является Sc = 58 Га/скв . Для этого значения определим количество скважин. 𝑛= 𝑆 𝑆𝑐 = 301⋅106 58⋅104 = 520 скважин. Для уточнения данного значения посчитаем площадь дренирования скважины. Проведем расчет радиуса контура питания по следующей формуле: 𝑅𝑘 = √𝜋 ⋅ 𝑡 ⋅ 𝜒 (2.12) Где, t – время записи КВД (среднее значение 12 ч.); – пьезопроводность пласта. Пьезопроводность рассчитаем по формуле: 𝜒= 𝑘 𝜇(𝑚⋅𝛽см +𝛽п ) (2.13) см и п – коэффициенты объемного упругого расширения пластовой жидкости и пористой среды. Найдем см по формуле: 𝛽см = 𝑘н ⋅ 𝛽н + (1 − 𝑘н ) ⋅ 𝛽в (2.14) Подставляя данные получим: 𝛽см = 0,508 ⋅ 18,95 ⋅ 10−4 + (1 − 0,508) ⋅ 4,6 ⋅ 10−4 = 11,89 ⋅ 10−4 1 МПа Тогда пьезопроводность будет равна: 0,24 ⋅ 10−12 ⋅ 106 𝜒= = 0,48 м2 /с −3 −4 0,7 ⋅ 10 ⋅ (0,2 ⋅ 11,89 + 4,84) ⋅ 10 Теперь найдем радиус контура питания: 𝑅𝑘 = √3,14 ⋅ (12 ⋅ 3600) ⋅ 0,48 = 255 м2 Полученное значение подходит для определения вертикальных скважин. В нашем случае скважина горизонтальная. Горизонтальную скважину можно определить как множество расположенных вдоль ее горизонтального участка вертикальных скважин. Таким образом, площадь дренирования горизонтальной скважины, в случае известной эффективной площади для вертикальной скважины, можно приблизительной вычислить. 𝐿 𝐴ℎ = 𝜋 × 𝑎 × 𝑏 = 𝜋 × ( + 𝑟𝑘 ) × 𝑟𝑘 2 𝐴ℎ = 3,14 × (350 + 255) × 255 = 484879 м2 (2.16) Поделим площадь залежи на получившиеся значение и найдем количество скважин: 301 × 106 𝑛= = 620 скважины 48,4 × 104 Посчитаем плотность сетки скважин: 301 × 106 𝑆𝑐 = = 48,5 Га/скв 620 Таким образом мы определили сетки скважин двумя методами. Разница составила 100 скважин. Дальнейшие расчеты будут проводится согласно расчету через радиус дренирования скважины. Максимальное количество скважин может быть 620, плотность сетки берем 49,5 Га/скв. 3. Естественные режимы Перед применением и рассчетом системы ППД целесообразно проверить возможности использования естественных режимов разработки. Будем рассчитывать дебит эксплуатационной скважины в условиях упругого режима. Общая площадь залежи равна 301410 тыс. м2. Используя теорию упругого режима В.Н. Щелкачева, определим количество нефти, которое можем получить из залежи только за счет упругих сил. Используя определение коэффициента сжимаемости, определим искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил внутри контура нефтеносности по формуле: 𝛥𝑉Н = 𝛽 ∗ 𝑉зал ⋅ 𝛥𝑃 = 𝛽 ∗ (𝐹 ⋅ ℎ)(𝑃пл − 𝑃нас ) (3.1) Где β – Коэффициент упругоемкости пласта, определяемый по формуле: 𝛽 ∗ = 𝑚𝛽н + 𝛽п = 0,22 ⋅ 0,001895 + 4,55 ⋅ 10−4 = 0,000834 1 МПа Тогда запас нефти равен: 𝛥𝑉𝐻 = 0,000834 ⋅ (301410 ⋅ 103 ⋅ 17,3) × (27,1 − 26,1) = 4348803 м3 Можем вычислить нефтеотдачу пласта, обусловленную действием только упругих сил внутри контура нефтеносности: 𝜂= 𝛥𝑉Н 4348803 = = 0,013 𝑉Н0 343000000 Т.е. нефтеотдача пласта, обусловленная действием только упругих сил внутри контура нефтеносности будет равна 1,3%. В тех случаях, когда давление в процессе разработки залежи падает ниже давления насыщения, в пласте развивается режим растворенного газа (РРГ). При этом режиме вытеснение нефти из пласта обусловлено выделением из нефти и последующим расширением растворенного в ней газа. Для определения нефтенасыщенности на контуре в зависимости от давления воспользуемся следующей формулой (3.2) i 1 где Sk — насыщенность на контуре на шаге i+ 1, доли единицы; ~ Г — среднее значение газового фактора при изменении давления i i 1 от р k до р k м3/м 3; i Г р — растворимость газа в нефти при р k м3/м 3; г — плотность газа при давлении р ik , кг/м3; го — плотность газа при давлении 10 5 Па , кг/м3. Среднее значение газового фактора вычисляют по формуле: (3.3) где s k — отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти (определяется по рисунку 3.1); р ik р ik1 рi 2 ; н рi — вязкость нефти при давлении рi , мПа*с; i г рi — вязкость газа при давлении рi , мПа*с; Рисунок 3.1 – Отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти Вязкость газа с изменением давления меняется незначительно и ее можно при расчетах считать постоянной. Предполагая, что газ, растворенный в нефти, идеальный, можно записать: г р 10 5 Па го Отбором нефти за счет упругого запаса со снижением давления от начального пластового до давления насыщения можно пренебречь. С целью упрощения, примем что объемный коэффициент нефти и газосодержание линейно уменьшаются с уменьшением давления а вязкость возрастает Падение давление будет считать до значения соответствующему гидростатическому столбу нефти (Р=9,81*845*2780=23 МПа), хотя на самом деле не известно, что до такого давления будет возможна эксплуатация. Рассчитаем нефтеотдачу с шагом изменения давления равным 2,1 МПа 1) Давление = 27,1–2,1=25 МПа При давлении насыщения отношение фазовой проницаемости для газа и нефти = 0, поэтому левый член формулы (3.3) равен 0. Тогда по формуле (3.3) получим: Г̃ = 0 + 211 = 211 Подставляем в формулу (3.2): 211 − 210 27,1 ⋅ 106 25 ⋅ 106 (1 ⋅ 1 − − 1) ⋅ + 1,3 105 105 = 0,948 𝑆𝑘1 = 6 211 − 193 25 ⋅ 10 + 1,26 105 2) Давление =25–2,1=22,9 МПа 193 Так как газосодержание изменилось на 1 − = 0,1 то отношения 211 фазовых проницаемостей равно 𝛹(𝑠𝑘𝑖 ) = 0,01, тогда по формуле (3.3) получим: Г̃ = 0,01 1,1 ⋅ 1,26 0,24 25 ⋅ 106 − 2,1 ⋅ 106 2 + 193 = 206,8 105 Подставляем данные в формулу (3.2): 206,8 − 185,8 25 ⋅ 106 22,9 ⋅ 106 (1 ⋅ 0,95 − − 0,95) ⋅ + 1,26 105 105 𝑆𝑘1 = = 0,943 206,8 − 185,8 22,9 ⋅ 106 + 1,22 105 Тогда нефтеотдача при давлении 22,9 МПа будет равна: 𝜂 =1− 𝑆𝑘 ⋅ 𝑏н (рн ) 𝑏н (рс ) =1− 0,941 ⋅ 1,22 = 0,116 1,3 Т.е. нефтеотдача при режиме растворенного газа примерно равна 11,6%. 4. Расчет дебита горизонтальной скважины Для дальнейшего расчета технологических показателей необходимо знать возможный дебит скважины. Дебит скважины будем считать по формуле Джоши, так как пласт является неоднородным. 2𝜋𝑘ℎ𝛥𝑝 𝑄= 𝐿 2 𝑎+√𝑎2 −( ) 2 𝜇𝛽 𝑙𝑛 [ 𝐼 L 1 1 2Rk a 2 2 4 L ⋅ℎ 𝐼𝑎𝑛𝑖 ⋅ℎ ) 𝑟𝑐 ⋅(1+𝐼𝑎𝑛𝑖) + 𝑎𝑛𝑖 ⋅𝑙𝑛( 𝐿 𝐿/2 ( (4.1) ] ) 4 где L – длина горизонтального участка скважины (в нашем случае 700 м ), м; Rk – радиус кругового контура питания, м; rс – радиус скважины, м; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; а – главная полуось эллипса дренирования в горизонтальной плоскости, м; k – коэффициент проницаемости пласта, м2 ; ΔP – депрессия, Па; μ – вязкость пластового флюида, [Па · с]; Q – дебит жидкости, м3 /сут, Iani – коэффициент анизотропии. Коэффициент a будет равнен: 700 √ 2 ⋅ 255 4 а= 0,5 + √0,25 + ( ) = 388 м 2 700 Тогда дебит скважины будет равен: Q= 2⋅3,14⋅0,24⋅10−12 ⋅17,3⋅(27,1−26,1)⋅106 700 2 388+√3882 −( ) 2 700 2 0,007⋅1,3 𝑙𝑛 [ ( = 0,00558 0,5⋅17,3 0,5⋅17,3 + 700 ⋅𝑙𝑛(0,089⋅(1+0,5)) ) ] м3 с = 508 м3 сут 5. Расчет технологических показателей разработки месторождения при однорядной схеме расположения скважин Однорядная система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием. 5.1 Расчет нагнетательной скважины Параметр 1, поэтому для существования жестководонапорного режима нагнетательная скважина должна закачивать воды столько же, сколько добыто нефти приведенное к пластовым условиям. 𝑉в = 𝑄 ⋅ 𝑏 ⋅ 𝑘 = 508 ⋅ 1,3 ⋅ 1,2 = 560 м3 /сут = 0,0091 м3 /с k – коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Тогда, зная необходимый объем нагнетаемой воды, рассчитаем давление нагнетания скважины: 𝑃нагн = 𝑅 𝑟𝑐 𝑉в ⋅𝑏⋅𝜇⋅𝑙𝑛( 𝑘 ) 2⋅𝜋⋅𝑘⋅ℎ + 𝑃пл (5.1) 255 0,0091 ⋅ 1,3 ⋅ 0,007 ⋅ 𝑙𝑛 ( 0,089) 𝑃нагн = + 27,1 = 25,3 МПа 2 ⋅ 3,14 ⋅ 0,24 ⋅ 10−12 ⋅ 17,3 Необходимо учитывать, чтобы давление нагнетания было не больше давления гидроразрыва пласта: Ргрп = Рв.г. − Рпл + Ррас (5.2) где Рв.г. – вертикальное горное давление Рпл – пластовое давление Ррас – давление расслоения горных пород, принимают Ррас = 1,5 МПа Вертикальное горное давление составляет: Рв.г. = 𝜌п ∙ 𝑔 ∙ 𝐻 (5.3) где, 𝜌п – плотность вышележащих пород, 𝜌п = 2500 кг/м3 Н – глубина скважины, м. Рв.г. = 2500 ∙ 9,81 ∙ 2780 = 68 МПа. Ргрп = 68 − 25,3 + 1,5 = 39,5 МПа. Для прямой девятиточечной ω=3, то есть на одну добывающую скважину приходится 3 нагнетательных, объем закачиваемой воды для одной скважины будет равняться: 𝑉в = 508 ∙ 1,3 ∙ 1,2 = 264,16 м3 3 𝑃нагн = 8,3 МПа Для семиточечной схемы ω=2, то есть на одну добывающую скважину приходится 2 нагнетательных, объем закачиваемой воды для одной скважины будет равняться: 𝑉в = 508 ∙ 1,3 ∙ 1,2 = 396,24 м3 2 𝑃нагн = 12,7 МПа Полученные давления меньше значения давления гидроразрыва пласта. Следовательно мы можем спокойно использовать нагнетательные скважины. 5.2 Расчет геометрических параметров Теперь определим расстояние между скважинами и рядами. Из параграфа 2 данной работы мы определили, что у нас будет 620 скважин, т.е. 310 нагнетательных и 310 добывающих. Зная размеры месторождения найдем расстояние между скважинами. Рисунок 5.1 – однорядное расположение скважин Зная, что а=7 км, L=22 км определим расстояния, так чтобы b расстояние ммежду скажинами l расстояние ммежду ря дами Возьмем произвольно b= 700 + 270 =970 м, тогда количество скважин в ряду 26000 86 7000 970 = 8; Количество рядов = 620 8 = 86, расстояние между рядами = 256 м. 5.3 Технологические показатели разработки при однорядной схеме расположения скважин Месторождение вводится в разработку за 5 лет, тогда в год должно быть пробурено 620/5=124 скважин, из них 62 нагнетательных и 62 добывающих. Предположим, что вытеснение из него нефти водой происходит непоршневым способом. В соответствии с теорией фильтрации неоднородных жидкостей распределение водонасыщенности в пласте при 0 < х < х в находят следующим образом: f s f s mbhl q нагн t (5.4) k в s (5.5) k в s в k н s н Водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, т. е. при х =х в f s в f s в s в s св (5.6) Распределение водонасыщенности в пласте можно найти аналитическим путем из соотношений (5.5) и (5.6), подставив заданные относительные проницаемости в функцию f s . Однако такой метод определения распределения насыщенности довольно сложный. Проще найти распределение насыщенности графоаналитическим методом. Так, соотношение (5.7) выражает тангенс угла наклона касательной, проведенной из точки s = s св на графике проницаемости для нефти (рисунок 5.2): Рисунок 5.2 – Определение тангенса угла f s в f s в tg s в s св (5.7) Проведя касательную к кривой f s получим, что s в 0,68 и f s в 0,82 , тогда по формуле (5.7): 𝑓 ′ (𝑠в ) = 0,82 = 1,73 0,68 − 0,2 До того как фронт вытеснения нефти водой дойдет до конца пласта, из пласта будет извлекаться чистая нефть. Время начала обводнения можно найти по формуле (5.6): 𝑇∗ = 𝑚⋅𝑏⋅ℎ⋅𝑙 𝑞нагн ⋅𝑓′ (𝑠в ) = 0,2⋅970⋅17,3⋅256 0,0091⋅1,73 = 54160723 с = 1,7 года (5.8) При времени большем, чем 1,7 года из пласта будет добываться нефть вместе с водой. Для определения технологических показателей разработки элемента в «водный период разработки, поступим следующим образом. Будем представлять вытеснение нефти водой из элемента пласта таким образом, как будто фронт вытеснения, когда х =х в, существует, но он проникает за пределы элемента, т. е. имеется фиктивный, кажущийся фронт вытеснения при х = l (рис. 5.3). Тогда водонасыщенность при х = l будет s = s . Используя изложенную гипотезу, нетрудно получить соотношение для определения s. Рисунок 5.3 – Распределение водонасыщености в пласте mbhl q нагн T* (5.9) mbhl q нагн t (5.10) f s в f s Отсюда: f s T* f s в t (5.12) Значение s можно также определить аналитическим путем. Но при этом получают громоздкие выкладки. Проще это сделать графоаналитическим методом, для чего необходимо построить функцию f s . Такое построение выполняют методом графического дифференцирования. Функция f s представлена на рис. 5.4 Рисунок 5.4 – График функции f s Алгоритм решения следующий: Задавая различные значения t , по формуле (5.11) находим f s , далее по рисунку 5.4 находим s. Затем, возвращаемся к рисунку 5.2 и со значения s проводим перпендикуляр до пересечения проницаемости, по оси ординат находим обводненность продукции. Пример решения: Первый год: мы получаем безводную нефть, т.е. с 62 добывающих скважин в год получим: 𝑄 = 508 × 365 × 62 = 9763 ⋅ 103 м3 /год Начало обводнения: начиная с 1,7 года получаем обводненную нефть. Для нахождения дебита используем методику рассчета описанную выше. По формуле (5.7) получим: 𝑓 ′ (𝑠̄ ) = 1,7 ⋅ 1,73 = 1,73 1,7 По рисунку 5.4 находим, что при 𝑓 ′ (𝑠̄ ) = 1,73 s=0,57. Зная, что s=0,57, по рисунку 5.2 определяем, что обводненность v=0,42. Определим дебит зная обводненность: Q Qдоб 1 v n доб (5.13) Тогда, с учетом того, что в 5 году 0,24 года получали безводную нефть, а 0,76 года получали с обводненностью = 0,42 по формуле (5.8) получим: 𝑄 = 508 × 124 × 0,7 + 508 × (1 − 0,42) × 320 × (1 − 0,7) = 20976 ⋅ 103 м3 /год КИН рассчитаем по формуле (5.13): t t 0 Q доб 0 Q доб N 228 10 6 где, 0t Qдоб – добытая нефть за период от 0 до t;тонны. N – запасы нефти (рассчитаны в параграфе 1.4), тонны. Тогда для первого года КИН по формуле (5.9): (5.14) 9763 × 103 𝜂 == = 0,028 343 ⋅ 106 Используя формулы (5.12 – 5.14) рассчитаем значения до 10 года и для каждого элемента. Полученные результаты, показаны в таблице 5.1: Таблица 5.1 – Технологические показатели разработки при однорядной схеме Год 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Q, м /год 9763760 20976742,4 15420441,6 17738547,2 18645632 15118080 11590528 8062976 4535424 1007872 3 Nдоб, скв 62 124 186 248 310 310 310 310 310 310 v, доли ед 0 0,42 0,49 0,56 0,63 0,7 0,77 0,84 0,91 0,98 Qнакоп, м3 9763760 30740502,4 46160944 63899491,2 82545123,2 97663203,2 109253731,2 117316707,2 121852131,2 122860003,2 КИН 0,028465773 0,089622456 0,134580012 0,186295893 0,240656336 0,284732371 0,318523998 0,342031216 0,355254027 0,358192429 5.4 Расчет технологических показателей разработки месторождения при девятиточечной схеме расположения скважин На рисунке 5.5 изображена девятиточечнаясхема расположения скважин: Рисунок 5.5 Девятиточечная схема расположения скважин Время начала обводнения находим по формуле (5.6): 𝑇∗ = 𝑚⋅𝑏⋅ℎ⋅𝑙 0,2 ⋅ 500 ⋅ 17,3 ⋅ 496 = = 162228952 с = 5,14 года 𝑞нагн ⋅ 𝑓 ′ (𝑠в ) 0,00305 ⋅ 1,73 Задавая различные значения t , по формуле (5.7) находим f s , далее по рисунку 5.4 находим s. Затем, возвращаемся к рисунку 5.2 и со значения s проводим перпендикуляр до пересечения проницаемости, по оси ординат находим обводненность продукции. Далее выполняем вычисления по формулам (5.8) и (5.9). Полученные результаты вычислений показаны в таблице 5.2: Таблица 5.2 – Четырехточечная схема расположения скважин Год 1 2 3 4 Q, м3/год 2440940 4881880 7322820 9763760 Nдоб, скв v, доли ед 31 0 62 0 93 0 124 0 Qнакоп, м3 2440940 7322820 14645640 24409400 КИН 0,007116 0,021349 0,042699 0,071164 5 12204700 155 0 36614100 0,106747 6 17811617,92 155 0,42 54425718 0,158676 7 6468491 155 0,47 60894209 0,177534 8 5248021 155 0,57 66142230 0,192834 9 4881880 155 0,6 71024110 0,207067 10 4515739 155 0,63 75539849 0,220233 5.5 Расчет технологических показателей разработки месторождения при семиточечной схеме расположения скважин На рисунке 5.6 изображена семиточечнаясхема расположения скважин: Рисунок 5.6 Семиточечная схема расположения скважин Время начала обводнения находим по формуле (5.6): 𝑇∗ = 𝑚⋅𝑏⋅ℎ⋅𝑙 0,2 ⋅ 500 ⋅ 17,3 ⋅ 496 = = 108152635 с = 3,4 года 𝑞нагн ⋅ 𝑓 ′ (𝑠в ) 0,00458 ⋅ 1,73 Задавая различные значения t , по формуле (5.7) находим f s , далее по рисунку 5.4 находим s. Затем, возвращаемся к рисунку 5.2 и со значения s проводим перпендикуляр до пересечения проницаемости, по оси ординат находим обводненность продукции. Далее выполняем вычисления по формулам (5.8) и (5.9). Полученные результаты вычислений показаны в таблице 5.3: Таблица 5.3 – Семиточечная схема расположения скважин Год 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Q, м3/год 4290568 8581136 12871704 113637,568 8555101 7748016 6940931 6133846 5326761 4519676 Nдоб, скв v, доли ед 41 0 82 0 123 0 164 0,42 205 0,47 205 0,52 205 0,57 205 0,62 205 0,67 205 0,72 Qнакоп, м3 4290568 12871704 25743408 25857046 34412147 42160163 49101094 55234940 60561701 65081377 КИН 0,012509 0,037527 0,075054 0,075385 0,100327 0,122916 0,143152 0,161035 0,176565 0,189742 Сравнение КИН и Накопленной добычи при разном расположении скважин представлено на рисунке 5.7 и 5.8 соответственно Сравнение КИН 0,4 0,35 0,3 КИН 0,25 однорядная 0,2 семиточечная 0,15 девятиточечная 0,1 0,05 0 0 2 4 6 8 10 года Рисунок 5.7 Сравнение КИН 12 накопленная добыча 140000000 120000000 100000000 80000000 однорядная семиточечная 60000000 девятиточечная 40000000 20000000 0 0 2 4 6 8 10 12 Рисунок 5.7 Сравнение накопленной добычи 6. Сравнение систем разработки При однорядной за 10 лет: 310 добывающих и 310 нагнетательных скважин; давление нагнетания у нагнетательных скважин 25,3 МПа; КИН=0,35; обводненность продукции – 77%; время добычи безводной нефти –1,7 года. При девятиточечной за 10 лет: 155 добывающих и 465 нагнетательных скважин; давление нагнетания у нагнетательных скважин 8,3 МПа; КИН=0,19; обводненность продукции 72 %; время добычи безводной нефти –3,43 лет. При семиточечной за 10 лет: 205 добывающих и 415 нагнетательных скважин; давление нагнетания у нагнетательных скважин 12,7 МПа; КИН=0,27; обводненность продукции 70 %; время добычи безводной нефти – 5,15 лет При естественных режимах Упругий режим- КИН=0,013 Растворенного газа- КИН=0,116 Сравнивая вариант, заметим, что КИН и объемы накопленной добычи относительно равны, но при использовании однорядной системы разработки обводненность продукции начнется через 1,7 лет после начала, несмотря на раннюю обводненность относительно остальных способов, в перспективе КИН будет больше, как и накопленная добыча. 7. Подсчет извлекаемых запасов Для подсчета извлекаемых запасов примем КИН = 0,27, тогда эти запасы будут равны: 𝑄извл = 343 × 0,35 = 120,1 млн тонн нефти. Заключение В процессе проектирования разработки пласта Нх-III-IV Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения на основе геологических данных, были спроектированы три схемы разработки. Так же была рассмотрена возможность работы пласта на естественных режимах. Проведенное сравнение показало, что разработка данного пласта при помощи однорядной схемы является предпочтительным и высокотехнологичным. При дальнейших моделированиях и изучении можно вывести более точные данные. Литература 1. Безверхая, Е. В. Расчет показателей системы разработки месторождения : методическое пособие / Е. В. Безверхая, Н. Ю. Мацнев ; Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа. – Красноярск : СФУ, 2021. – 50 с.; 2. Эффективность водогазового воздействия в условиях гидрофильных и гидрофобных сред по данным лабораторных экспериментов на составных керновых колонках / В. А. Захаренко, А. В. Кобяшев, А. А. Пятков, К. М. Федоров, И. А. Долгов // Нефтяная провинция. – 2021. – № 4 (28). – С. 136-154; 3. Фокин П.А., Демидова В.Р., Яценко В.М., Ставинский П.В., Лисунова О.В. Состав и условия образования продуктивных толщ нижнехетской и яковлевской свит нижнего мела Ванкорского нефтегазового месторождения // Геология нефти и газа. 2008. № 5. С. 42–47. 4. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: Издательский Дом – Юг, 2016. – 576 с. 5. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. "Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа" Москва, Недра, 1985 г.
