РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дующие 10 лет, затем провести расчет остальных показателей разработки, указанных в прил. 3. Пример результатов расчета основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения (вариант № 72) приведен в прил. 6.

5.1. Общие положения

Необходимо привести по объекту краткую геолого-физическую характеристику коллекторов нефти и газа, пластовых жидкостей их состав и физико-химические свойства; способы определения запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения); основы разработки нефтяных и газовых месторождений; основные положения проектных документов по разработке нефтяных и газовых месторождений; методы увеличения нефтеотдачи пластов; способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин; характеристику систем сбора и подготовки нефти и газа на промысле; экономические показатели разработки нефтяных и газовых месторождений.

5.2.Расчет показателей разработки

5.2.1.Расчет коэффициента извлечения нефти по геолого-физическим характеристикам

На основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири с применением методов многомерного регрессионного анализа получены следующие зависимости [12, 17]:

а) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме КИН = 0,195 – 7,8η0 · 10–3 + 0,082ℓgk + 1,46t0 · 10–3 + 3,9h · 10–3 +

к вязкости вытесняющего агента (воды); k – средняя проницаемость пласта в мкм2; t0 – начальная пластовая температура в °С; h – средняя

105

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м; Кп – коэффициент песчанистости в д.ед.; Ев.н.з – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в д.ед.; Sн – начальная нефтенасыщенность пласта в д.ед.; S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех находящихся в эксплуатации скважин, га/скв.;

Здесь Кр – коэффициент расчлененности в долях единицы; ηн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с; остальные обозначения прежние.

5.2.2. Расчет основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения

Основными технологическими показателями, характеризующими процесс разработки нефтяного месторождения (залежи) являются следующие. Годовая и накопленная (с начала разработки) добыча нефти, жидкости, газа; темпы отбора нефти – от начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти; отбор нефти от извлекаемых запасов; коэффициент нефтеотдачи; среднегодовая обводненность добываемой продукции; годовая и накопленная закачка агента (воды); компенсация отбора жидкости закачкой воды (годовая и накопленная); фонд добывающих и нагнетательных скважин; среднегодовые дебиты добывающих скважин по нефти и по жидкости; среднегодовая приемистость нагнетательных скважин; пластовое давление.

По методике В.Д. Лысенко [11] следует определить: 1) годовую добычу нефти (qt)

2) количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных

106

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где t – порядковый номер расчетного года (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 – добыча нефти за год, предшествующий расчетному (в нашем примере за 10-й год); e = 2,718 – основание натурального логарифма; Qост – остаточные извлекаемые запасы нефти (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного года, в нашем примере за 10-й год); n0 – количество скважин на начало расчетного года; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет);

3) годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи

4) годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз), %:

оиз Qоиз

Остаточные извлекаемыми запасы нефти (Qоиз), определяются как разность между начальными извлекаемыми запасами (Qниз) и накопленной добычей нефти (Qнак) за предыдущий год;

5)добычу нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак) – сумму годовых отборов нефти на текущий год;

6)отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз), %:

Qниз

7) коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения – отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал), д.ед.:

107

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Qбал

8) добычу жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год;

9) добычу жидкости с начала разработки (Qж) – сумма годовых отборов жидкости на текущий год;

10) среднегодовую обводненность продукции скважин W – отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости (qж), %:

11)закачку воды за год (qзак); на перспективный период она принимается в объемах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 20-й год разработки в размере 110–120 %.

12)закачку воды с начала разработки Qзак – сумму годовых закачек воды (qзак) на текущий год;

13)компенсацию отбора жидкости закачкой воды за год (теку-

щую) – отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж), %:

14) компенсацию отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж), %:

15) добычу нефтяного попутного газа за год определяют путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

16) добычу нефтяного попутного газа с начала разработки – сумму годовых отборов газа;

108

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

17) среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти (qн) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году;

18) среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

19) среднегодовую приемистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20)пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенденцию

кснижению, если накопленная компенсация менее 120 %; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

109

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.2.3. График разработки

График разработки строится по годам на 20 лет и отражает динамику следующих показателей:

–добыча нефти, тыс. т в год;

–добыча жидкости, тыс. т в год;

–среднегодовая обводненность добываемой жидкости, % вес;

–закачка воды, тыс. м3 в год;

–среднегодовой фонд добывающих скважин, шт;

–среднегодовой фонд нагнетательных скважин, шт;

–накопленная (с начала разработки) компенсация отбора жидкости закачкой воды, %;

–пластовое давление, МПа.

5.2.4. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения пластового давления при газовом режиме

Сущность метода состоит в следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости средневзвешенного по объему газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для определенного периода времени.

Имеется пластовая газовая залежь. Режим пласта – газовый, движение газа в пласте – изотермическое; расположение скважин – равномерное; темп отбора газа из залежи – постоянный. Разработка залежи проводится до снижения пластового давления – 0,1 МПа. Необходимо определить извлекаемые и балансовые запасы природного газа, среднегодовой темп отбора газа и продолжительность разработки месторождения.

Извлекаемые запасы газа определяют путем экстраполяции графика до оси абсцисс или используя соотношение:

110

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Qзап – начальные извлекаемые запасы газа, млн м3; Qдоб (t) – добыча газа с начала разработки за определенный период времени (например, за 5 лет) (данные приведены в табл. П4 (столбец 23) прил. 4),

млн м3; Pнач – давление в залежи начальное, МПа; Pср(t) – средневзвешенное давление в залежи на период времени извлечения объема га-

за (например, за 5 лет), Pср(t) = 0,9Рнач, МПа; αнач и αср(t) – поправки на отклонение свойств реального газа от свойств идеальных газов по закону Бойля–Мариотта (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). По-

правка α = 1z , где z = PVRT

определяется по экспериментальным кривым Брауна–Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач = 0,65; zср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t). Для расчета принимаем Кго= 0,8. Отбор газа за 5 лет и начальное пластовое давление приведены в табл. П4 прил. 4.

Пример расчета показателей разработки нефтяного месторождения

Исходные геологические данные для решения задач

Перечень исходных геологических данных по каждому варианту приведен в прил. 3, 4, 5. Для примера по варианту 72 приняты следующие данные:

Начальные извлекаемые запасы нефти (Qизв.) 3035 тыс. т. Балансовые (геологические) запасы нефти (Qбал) 10 117 тыс. т. Тип коллектора – карбонатный (К).

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (hн) 12 м. Среднее значение коэффициента пористости (m) 0,14 дол. ед. Среднее значение коэффициента проницаемости (k) 0,432 мкм2. Начальное значение нефтенасыщенности пор (sн) 0,68 дол. ед. Коэффициент песчанистости (Кп) 0,2 дол. ед.

Коэффициент расчлененностости (Кр) 26,6 дол. ед. Начальная пластовая температура (t 0) 24 °С . Начальное пластовое давление (Р0) 18,4 МПа.

111

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Давление насыщения пластовой нефти газом (Рнас) 10,47 МПа. Размер водонефтяной зоны (Е) 1,0 дол. ед.

Плотность нефти в пластовых условиях (ρпл) 870 кг/м3. Плотность дегазированной нефти (ρдег) 899 кг/м3. Динамическая вязкость пластовой нефти (ηпл) 13,75 мПа·с. Динамическая вязкость дегазированной нефти (ηдег) 44,33 мПа·с. Газовый фактор (Гф) 37 м3/т.

Объемный коэффициент пластовой нефти (b) 1,088 дол. ед. Коэффициент вытеснения (Кв) 0,59 дол. ед.

Плотность сетки скважин (Ş) 36 га/скв. Добыча (отбор) газа за 5 лет, 775,2 млн м3.

Годовая добыча нефти за первый год (Qн) 46,5 тыс/год (см. П5

вар. 72).

Годовая добыча жидкости за первый год (Qж) 56,0 тыс/год.

Годовая закачка агента (воды) за первый год (Qзак) 120 тыс/год. Количество добывающих скважин на конец года (Nдоб) 8.

Количество нагнетательных скважин на конец года (Nнагн) 2. Среднее пластовое давление на конец года (Рпл) 19,2 МПа.

Для расчета дебита одной добывающей скважины по нефти, по жидкости и приемистости нагнетательной скважины принимать число дней работы скважины в году 350 дней.

Расчет (оценка) коэффициента извлечения нефти

Для карбонатных коллекторов при водонапорном режиме КИН = 0,405 – 0,0028ηн + 0,052ℓgk · 103 + 0,139Кп –

– 0,15ℓgКр – 0,00022S.

Здесь ηн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с; k – средняя проницаемость пласта в мкм2; Кп – коэффициент песчанистости в дол. ед.; Кр – коэффициент расчлененности в дол. ед.; S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

112

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример расчета:

КИН = 0,405 – 0,0028 · 13,75 + 0,052ℓg0,432 · 103 + 0,139·0,2 –

–0,15 · ℓg26,6 – 0,00022 · 36 = 0,405 – 0,0385 + 0,052 · 2,63548 +

+0,0278 – 0,15 · 1,42488 – 0,00792 = 0,405 – 0,0385 + 0,13704 +

+0,0278 – 0,21373 – 0,00792 = 0,30964.

Принимаем расчетный КИН 0,31, что близко к утвержденному значению.

Расчет запасов природного газа

Извлекаемые запасы газа определяют графическим методом – путем экстраполяции графика Qзап = f(Pср(t)) или используя соотношение:

где Qзап – начальные извлекаемые запасы газа, млн м3; Qдоб(t) – добыча газа с начала разработки за определенный период времени (например, за 5 лет) (данные приведены в табл. П4 (столбец 23) прил. 4),

млн м3; Pнач – давление в залежи начальное, МПа; Pср(t) – средневзвешенное давление в залежи на период времени извлечения объема га-

за (например, за 5 лет), Pср(t) = 0,9Рнач, МПа; αнач и αср(t) – поправки на отклонение свойств реального газа от свойств идеальных газов по за-

кону Бойля–Мариотта (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). По-

правка α = 1z , где z = PVRT – коэффициент сверхсжимаемости газа, он

определяется по экспериментальным кривым Брауна–Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач = 0,65, zср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t). Для расчета принимаем Кго= 0,8. Отбор газа за 5 лет и начальное пластовое давление приведены в табл. П4 прил. 4 (столбец 23).

Примеры определения показателей запасов газа представлены в табл. 5.1.

113

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.3. Выводы по результатам расчетов

(пример по варианту 72)

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на третий год разработки и равна 419,2 тыс. т (см. прил. 6). Накопленная добыча нефти на последний расчетный год разработки равна 2685,6 тыс. т, что составляет 88,5 % от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год 0,265 дол. ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов 13,8 %, на последний расчетный год 1,2 %; обводненность добываемой продукции 91,7 %; годовая закачка воды 580 тыс. м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 132 и 120 %. На двадцатый год разработки средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости составляют соответственно 2,8 и 34,1 т/сут; средняя приемистость одной нагнетательной скважины 165,7 м3/сут; текущее пластовое давление 18,1 МПа, что ниже начального на 0,3 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки.

Расчет запасов природного газа показывает, что балансовые (геологические) запасы газа равны 8541 млн м3, извлекаемые – 6832,8 млн м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,3 %. Продолжительность разработки газовой залежи 44 года.

114