Реферат: Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы

ведение……………………………………………………………………………………………….1

2. Геологическаяхарактеристика месторождения

2.1 Нефтеносность…………………………………………………………………………………. 5

2.2Характеристика продуктивных пластов……………………………………………………...  6

2.3Физико-химические свойства пластовых флюидов…………………………………………..8

2.4Особенности разработки Приобского месторождения……………………………………….9

2.5 Геолого-физические критерии применимостиразличных методов воздействия на Приобскомместорождении………………………………………………………………… 11

3.Заводнение пластов…………………………………………………………………………… 12

4.Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположенияскважин……………………………………………………………………………………………..16

4.1  Методика расчета дебитов воды и нефти в элементе трехрядной системыразработки………………………………………………………………………………..  17

4.2   Расчет показателей разработки элементатрехрядной системы…………………………… 17

4.3   Определение показателей разработкиместорождения…………………………………….20

5. Списоклитературы……………………………………………………………………………… 25

                                           1.Введение

В отечественной и зарубежной практике разработки нефтяных месторожденийшироко используются различные методы воздействия на пласт, различающиеся       механизмами воздействия на пласты ииспользуемыми рабочими агентами. Наиболее распространенными методами воздействия являются:

заводнение(включая различные гидродинамические методы воздействия);

разновидностизаводнения с использованием химических реагентов (физико-химические методывоздействия):

полимерное,

с применением ПАВ,

мицеллярное,

щелочное,

растворами кислот,

агентами наспиртовой основе,

агентами на другихосновах,

карбонизированнойводой,

заводнение спотокоотклоняющими технологиями на основе химических

реагентов;

газовые методы:

смешивающиесявытеснение нефти углеводородными газами, несмещивающиеся вытеснение нефтиуглеводородными газами, вытеснение нефти неуглеводородными газами, водогазоваярепрессия;

нагнетаниеоторочек жидких растворителей, тепловые методы;

нагнетаниепара, нагнетание горячей воды, внутрипластовое горение.

микробиологические методы.

Выбор метода воздействия на нефтяные залежиопределяется  рядом факторов, наиболеесущественными из которых являются геолого-физические характеристики залежей,технологические возможности осуществления метода на данном месторождении иэкономические

критерии. Перечисленные выше методы воздействия напласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются наогромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующихметодов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработкиместорождений Западной Сибири,- а также месторождений  других регионов   с   аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкуюпроницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

2.Геологическая характеристика месторождения 2.1 Нефтеносность

На  Приобском  месторождении этаж  нефтеносности  охватывает значительные по толщине отложенияосадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов полученыиз отложений тюменской (пласты K)iи Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-заограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежейк настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена внеокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов.Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачкамиглин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в

шельфовых иклиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируетсясовременным структурным планом и определяется практически только наличием вразрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленныхиспытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежинефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутыелинзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждогопесчаного пласта определяются границами его распространения. Исключениесоставляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз,заполненных водой.

В составепродуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: AC123,АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2,АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС 7,АС9 промышленного интереса не представляют.

2.2Характеристика продуктивных пластов

Основные запасынефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста.Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породамиявляется то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленноеформированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководногоморского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материалас востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных породпроисходило в целой серии палеогеографических условий: котинентальногоосадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осажденияосадков в открытом глубоком море.

По мере продвижения с востока на запад происходитнаклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) какглинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между нимипесчано-алевролитных пород.

Согласноопределениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце,отобранным из глин в интервале залегания* пимской пачки, возраст этих отложенийоказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки.Проиндексированы как группа АС, поэтому и на  Приобском   месторождении   пласты BCi.5 были переиндексированы на АС7-12 .

При подсчётезапасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1,

               Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах

                                                  эксплуатационного  участка.     

Пласт

Средняя

глубина

Средняя толщина

Открытая пористость. %

Нефтенасыщенность. %

Коэффициент песчанистости

Расчлененность

Общая, М

Эффект, М

АС100

2529

10,2

1,9

17,6

60,4

0,183

1,8

АС101-2

2593

66,1

13,4

18,1

71,1

0,200

10,5

AC100

2597

20,3

1,9

17,2

57,0

0,091

2,0

AC101-2

2672

47,3

6,4

17.6

66,6

0,191

6:1

AC110

2716

235,3

4,9

17,6

67,2

0,183

4,5

AC 11 1

2752

26,7

4,0

17,7

67,5

0,164

3,3

AC123-4

2795

72,8

12,8

18,0

69,8

0,185

9,3

2.3Физико-химическиесвойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС 10, АС 11и АС 12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер измененияфизических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода наповерхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти среднейгазонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза нижепластового ( высокаястепень пережатия).

Экспериментальные данные обизменчивости нефтей по разрезуэксплуатационных  объектов   месторождения   свидетельствуют   онезначительной неоднородности нефти впределах залежей.

Нефти пластов АС 10, АС 11, иАС 12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС 11, молярная доляметана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 — 19,85%.Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана надизомерами.

Количество лёгких углеводородовСН4   — С5Н12, растворённых вразгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарациивысокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нёмсоставляет 56,19(пластАС 10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намногоменьше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 равно 0,6, что характерно для газовнефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%,тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода иазота невелико, около 1%.

Разгазированные  нефти всех  пластов  сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС 10 средней вязкости, с содержанием фракцийдо 350_С больше 55%, нефти пластов АС 11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракцийдо 350 С от 45% до 54,9%.

Технологическийшифр нефтей пласта АС 10 — II Т1П2, пластов АС 11 и АС12-П Т2П2.

Оценка параметров,обусловленных индивидуальными характеристикми нефтей и газов, выполнена всоответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспортанефти на месторождении. Условия сепарации следующие:

1ступень — давление 0,785 Мпа, температура 100С;

2ступень — давление 0,687 Мпа, температура 300С;

3ступень — давление 0,491 Мпа, температура 400С;

4ступень — давление 0,103 Мпа, температура 400С. Приобское месторождениеразрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями егогеографического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

2.4Особенности разработки Приобского месторождения

Месторождениеудаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь изатопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическимстроением — сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пластыгидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластовхарактерны:

низкая проницаемость;

низкая песчанистость;

повышенная глинистость;

высокая расчлененность.

До 1996 годаместорождение разрабатывалось по технологической схеме «Уточненныетехнологические показатели разработки первоочередного участка Приобскогоместорождения (Левобережная часть)», составленной СибНИИНП в 1990 году.Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, AC12проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме сплотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС 12.

В 1997 г. СибНИИНП былоподготовлено «Дополнение к технологической схеме опытно-промышленнойразработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменныйучасток N4», в котором были даны

коррективы поразработке левобережной части месторождения с подключением в работу новыхкустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этимдокументом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотностьсетки — 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработкина блочно-замкнутую систему.

Месторождениеотличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработкиместорождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкаяестественная (без разрыва пластов<span Arial",«sans-serif»;letter-spacing:1.0pt; mso-no-proof:yes">

нагнетаемой водой)приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давлениепо залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связиотдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторожденияследует выделить эксплуатацию пласта АС12. Из-за низких дебитовмногие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервациина неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решенияэтой проблемы по пласту АС12  является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.<span Arial",«sans-serif»; letter-spacing:1.0pt;mso-no-proof:yes">

Приобское  месторождение  характеризуется   сложным   строением продуктивных горизонтов как поплощади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 — к аномально  низкопродуктивным.  Геолого-физическая  характеристика продуктивных пластовместорождения указывает на невозможность освоения месторождения без активноговоздействия на его продуктивные пласты   и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опытразработки эксплуатационного участка левобережной части.

2.5Геолого-физические критерии применимости различныхметодов воздействия на Приобском месторождении

Основными   геолого-физическими   характеристиками   Приобского месторождения для оценкиприменимости различных методов воздействия являются :

глубина продуктивных пластов-2400-2600 м,

залежи литологическиэкранированные, естественный режим — упругий

замкнутый,

толщина пластовАС10,АС11 и АС12соответственно до 20,6, 42,6 и 40,6 м.

начальное пластовое давление-23,5-25 МПа,

пластовая температура- 88-90°С,

низкая проницаемостьколлекторов, средние значения по результатам

исследования керна — по пластамАС10, АС11 и АС 12 соответственно 15,4,

25,8,2,4 мd

высокая латеральная ивертикальная неоднородность пластов,

плотность пластовой нефти-780-800 кг/м3,

вязкость пластовой нефти-1,4-1,6 мПа*с,

давление насыщения нефти 9-11МПа,

нефть нафтенового ряда,парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя  представленные  данные с  известными  критериями эффективного применения методоввоздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, изперечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены:тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти изпластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинахдо 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластахпроницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяютсядорогостоящие,   специальные по составамполимеры).

                                   3.Заводнение пластов

Опыт разработкиотечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказываетсядовольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора пристрогом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. Вчисле основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнениянизкопроницаемых пластов оказываются:

ухудшениефильтрационных свойств породы за счет:

набуханияглинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

засоренияколлектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися взакачиваемой воде,

<span Arial",«sans-serif»;letter-spacing:1.0pt;mso-no-proof:yes">

выпадением в пористойсреде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой ипластовой воды,

уменьшение охватапласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважинтрещин-разрыва и распространения их в глубь

пласт (дляпрерывистых пластов, возможно также некоторое увеличения охвата пласта поразрезу),

значительная чувствительностьк характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижениепроницаемости коллектора засчет выпадения парафинов.

Проявление всех этих явлений в низкопроницаемыхколлекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемыхпородах.

Для устранения влиянияна процесс заводнения указанных факторов используются соответствующиетехнологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимыэксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава,соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а такжедобавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения заводнениеследует рассматривать в качестве основного метода воздействия .

Применение растворовПАВна месторождении былоотвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов вусловиях низкопроницаемых коллекторов.

Для Приобскогоместорождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано последующим причинам:

-основной из них является преимущественнаяструктурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представленыкаолинитом, хлоритом и    гидрослюдой.Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только кнабуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрацииувеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижаетпроницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой, что являетсякритичным для низкопроницаемых коллекторов   Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации(снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Крометого, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательновоздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия наводород.

-сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков,приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяныхпластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманскогокомплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников,алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошовыдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаютсямалой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

Расчет показателей разработки месторождения притрехрядной схеме расположения скважин.

                                                          Исходные данные

Исходные данные

9

Наименование параметра

Еденица

Символ

Значения

п/п

измерения

1

Площадь нефтеносности

М2

S

2000*109

2

Плотность сетки скв-н

М2/СКВ

Sc

25*104

3

Расстояние м/д линией нагнетания и

линией отбора

М

1

500

4

Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента)

М

b

500

5

Абсолютная проницаемость пласта

М2

Кабс

0,17*1012

6

Общая толщина пласта

М

ho

20.6

7

Коэффициент охвата

Кохв

0.7

8

Вязкость нефти в пластовых условиях

Па* с

µH

1,54*10-3

9

Вязкость воды в пластовых условиях

Па* с

µB

0,36*10-3

10

Относительная проницаемость

11

пласта для нефти

М2

kn

0,85

11

Относительная проницаемость

пласта для воды

М2

0,32

12

Толщина пласта, охваченного заводнением

М

h

14,4

13

Пористость пласта

m

0,19

14

Начальная насыщенность связанной водой

SCB

0,1

15

Остаточная нефтенасыщенность

SHOCT

0,27

16

Перепад давлений м/д линиями нагнетания

.

и отбора

Па

<img src="/cache/referats/7274/image002.gif" v:shapes="_x0000_i1025">

0,476*106

Месторождениевводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается ивводится в эксплуатацию по 60 элементов

(60скважин).

Разработкаосуществляется при постоянном перепаде междулиниями нагнетания и отбора.

Предполагается,  что за весь рассматриваемый период ни один

элемент системы невыбывает из разработки. Требуется рассчитать

изменение втечение 12 лет следующих показателей разработки

месторождения: 1) добычи нефти, обводненности продукции итекущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;

2)добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи дляместорождения в целом.

4.1   Методика расчета   дебитов  нефти иводы в элементе трехрядной системы разработки месторождения при логарифмическинормальном   законе   распределения   абсалютной  проницаемости представлена в источнике ((1), задача 3.7).

4.2Расчет показателей  разработки   элементатрехрядной системы.

По формуле (13) из (1)определяют проницаемость   к*    пласта, обводнившегося ко времени t=t*.

Например, при t*=3J5*10≈365 сут

<span Arial",«sans-serif»; letter-spacing:1.0pt;mso-ansi-language:EN-US;mso-no-proof:yes">

<span Arial",«sans-serif»;letter-spacing: 1.0pt;mso-no-proof:yes">                     

<span Arial",«sans-serif»; letter-spacing:1.0pt;mso-ansi-language:EN-US;mso-no-proof:yes"><img src="/cache/referats/7274/image004.gif" v:shapes="_x0000_i1026"><img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1027"><span Arial",«sans-serif»; letter-spacing:1.0pt;mso-no-proof:yes">

                         <img src="/cache/referats/7274/image008.gif" v:shapes="_x0000_i1028">

Для вычислениядебита нефти и воды необходимо определять значение интеграла                         <img src="/cache/referats/7274/image010.gif" v:shapes="_x0000_i1029">

Можно при этомиспользовать также таблицы интеграла вероятности

                                      <img src="/cache/referats/7274/image012.gif" v:shapes="_x0000_i1030">

помещенные в справочнике (2).

Имеем соотношение:

                                      <img src="/cache/referats/7274/image014.gif" v:shapes="_x0000_i1031">

Обозначим

                                                     <img src="/cache/referats/7274/image016.gif" v:shapes="_x0000_i1032">  

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1033">  

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1034">

тогда

                                                <img src="/cache/referats/7274/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1035"><img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1036">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1037">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1038">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1039">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1040">Таким образом, обводненность v=v(t)будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду

                                    <img src="/cache/referats/7274/image020.gif" v:shapes="_x0000_i1041">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1042">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1043">

<img src="/cache/referats/7274/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1044">Приведем к виду, удобному для вычислений, зависимость k*=k*(t)

                             <img src="/cache/referats/7274/image022.gif" v:shapes="_x0000_i1045">

Например, при t= 3,15·107≈365сут k* =2.9·10-12  

                                           <img src="/cache/referats/7274/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1046">

                                  <img src="/cache/referats/7274/image024.gif" v:shapes="_x0000_i1047">

По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*107с значение vэ=0,005Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, а такжедебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости для элемента

пласта приведены в таблице при ряде значенийвремени t==t*

Т ,

годы

К*,

10-12м2

X<img src="/cache/referats/7274/image026.gif" v:shapes="_x0000_i1048">

Ф(X<img src="/cache/referats/7274/image026.gif" v:shapes="_x0000_i1049">

Vэ(t)

qнэ,

м3/сут

qвэ

м3/сут

ηэ

1

2,9

3,59

0,99

0,005

34,83

0,17

0,138

2

1,46

2,5

0,9874

0,0063

34,78

0,22

0,154

3

0,97

1,9

0,9426

еще рефераты
Еще работы по геологии. технологии