МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Факультет

Утверждаю: зав.кафедрой_______________________________________________________

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенту:

Дисциплина: ТОРНМ

1. Рассчитать и спроектировать: составить проект разработки по участку пласта БС-11 Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть.

Утверждена приказом по ВУЗу от ________________№__________________

2. Срок сдачи студентом законченного проекта__________________________

3. Исходные данные к проекту: геолого-физические характеристики объекта разработки, подсчет характеристик геологической неоднородности, промысловые данные разработки месторождения.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке): обоснование и схему расстановки скважин по объекту, величину мгновенных дебитов скважин, характеристику зависимости доли нефти в продукции скважин, как функцию t (безразмерного времени).

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

____________________________________________________________________________________________________________________________________

6. Список рекомендуемой литературы

Методика проектирования разработки “КМ Гипровостокнефть”.

Ковалев В.С., Житомирский В.М.”Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения”. Москва “Недра”, 1976, 246с.

Токарев М.А. “Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных моделей”.

7. Руководитель: Токарев М.А.

Задание принял к исполнению

_______________________________________________________

дата и подпись студента

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Геологическая часть

Геологическая характеристика месторождения

Продуктивные пласты

Свойства пластовых жидкостей и газов

Запасы нефти и растворенного газа

2. Методика расчёта показателей разработки нефтяных месторождений

2.1 Обоснование математической модели

2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей

2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным

истории ее разработки

Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

Порядок расчёта и расчёт показателей разработки

Анализ проведённого проектирования

Список использованной литературы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Геологическая характеристика месторождения

На Суторминском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласно унифицированной стратиграфической схемы 1978г.

Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 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 части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Суторминское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:

I этап – предварительная разведка 1971-1979гг.;

II этап – промышленная разведка 1978-1983гг., по результатам которой произведен подсчет запасов нефти и газа по промышленным категориям и передачей месторождения в разработку;

III этап – доразведка, в процессе эксплутационного разбуривания.

Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Суторминского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры. ВНК в среднем принимается 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 по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. 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 до 80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.

Залежь пласта БС10-1. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-алевритовые разности пород.

По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-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 частичным литологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

Залежь пласта ПК-1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м3/сут (скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК по площади 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 залежи в пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании их получены незначительные притоки нефти (1-3 м3/сут) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия.

1.2 Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов

Основным объектом разработки Суторминского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алевролитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.

По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.

Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9). граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационные характеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и их следует отнести к пассивным. Наибольшее распространение такие линзовидные коллектора имеют в южной и восточной частях залежи 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 для различных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств 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, что распре-деление проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение (см. табл. 1.3.2). Исходя из этого, были построены карты проницаемости. Наибольшие значения проницаемости характерны для восточной и северной частей залежи. Южная часть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.

Пласт БС10-1 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замещен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.

Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 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, что распределение проницаемости, нефтенасы-щенности, песчанистости по разрезу равномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта.

По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.

Таблица 1.2.1

Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Суторминского месторождения

Параметры	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 Суторминского месторождения

На Суторминском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом 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, находятся при 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. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Таблица 1.3.1

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 1.3.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти.

По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 – 16-17%.

Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.

Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350°С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Таблица 1.3.2

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

Таблица 1.3.3

Свойства и состав пластовой воды 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 и растворенного газа

Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения 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 и БС12.

После пересчета по состоянию на 01.01.2000 год произошли следующие изменения в запасах. В1993 году по пласту БС11 сделали перевод запасов из категории С1 в категорию В (21910 тыс.т балансовых и 6373 тыс.т извлекаемых). Площадь запасов категории В+С1 при этом не изменились. В 1995 году по этому же пласту частично списаны запасы категории С2 в количестве 8429 тыс.т балансовых и 472 тыс.т извлекаемых. Площадь нефтеносности запасов категории С2 уменьшилась на 17880 тыс.м3.

По пласту БС12 произведен прирост запасов нефти категории С1 в количестве 523 тыс.т балансовых и 120 тыс.т извлекаемых. Прирост запасов осуществлен в границах категории С2.

В целом по Суторминскому месторождению на 01.01.2000 год прирост запасов нефти составил 523 тыс.т (0,15% от запасов месторождения), запасы категории С2 уменьшились на 8952 тыс.т (29,94%).

Площади нефтеносности залежей, начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа, подсчетные параметры и запасы свободного газа, числящихся на балансе ВГФ на 01.01.2000 год приведены в таблице 1.5.1 и 1.5.2.

В целом по месторождению запасы 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 газа по категориям В+С1 составляют:

начальные извлекаемые – 5407 млн.м3;

остаточные извлекаемые – 5407 млн.м3.

Запасы свободного газа по категории С1 составляют 54442 млн.м3.

МЕТОДИКА РАСЧЁТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Обоснование математической модели

Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется на базе математического моделирования процессов, происходящих при вытеснении нефти из пласта. С этой целью используются математические модели нефтяной залежи.

В качестве модели нефтяной залежи служат соотношения или системы уравнений, с помощью которых производится воспроизведение или отражение нефтяной залежи и процессов, происходящих при ее разработке.

Параметры математической модели залежи определяются на основе обработки геолого-промысловых данных.

Продуктивный пласт и насыщающие его флюиды (нефть и вода) можно охарактеризовать как сложную (большую) систему, которую, согласно принципу целостности, нельзя исследовать точно.

При создании моделей нефтяных залежей обычно стремятся с одной стороны получить наиболее полное описание объекта, с другой - обеспечить простоту, обозримость и технологичность выполнения расчетов с помощью имеющихся в распоряжении вычислительных средств.

Построение каждой модели залежи в определенной мере условно и неизбежно связано с субъективными решениями и гипотезами.

В настоящее время в распоряжении организаций, занимающихся проектированием разработки нефтяных месторождений, имеются математические модели различной размерности (одномерные, двумерные и трехмерные), позволяющие учитывать разное количество фаз (двухфазные и трехфазные) и разное количество компонентов (композиционные модели, в которых каждая фаза рассматривается как многокомпонентная смесь).

Выбор той или иной математической модели в основном определяется возможностями имеющихся вычислительных средств, наличием необходимой информации о геологическом строении залежи, трудоемкостью расчетов, необходимой точностью прогноза и ряда других факторов.

В общем случае модель должна обеспечивать баланс между простотой и информативностью, чтобы расчеты проведенные с ее помощью правильно отражали реальные процессы, такому балансу в настоящее время для целей конкретного проектирования в наибольшей мере удовлетворяют слоисто-неоднородные безадресные модели нефтяных пластов.

В связи с этим подробно остановимся на применении таких моделей. Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что модель пласта должна правильно отображать влияние наиболее существенных геолого-физических факторов и технологических параметров на ход процесса разработки. Так, например, при заводнении основными являются 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-нефтяных зон;

5) прерывистость пласта;

6) технологические параметры: вид системы заводнения (геометрия размещения скважин), плотность сетки скважин или удаленность добывающих рядов скважин от нагнетательного;

перепад давления между ними.

Одной из наиболее распространенных форм математических моделей нефтяного пласта, применяющихся при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением, является слоистая модель. Слоистая модель пласта - основа расчетных методик, используемых во многих институтах (ВНИИ, ТатНИПИ, БашНИПИ, СибНИПИ, Гипровостокнефть и др., а также за рубежом) - прошла широкую практическую апробацию при проектировании большинства нефтяных месторождений Советского Союза и других стран мира.

Рассмотрим в качестве примера модель нефтяного пласта, применяемую в институте "Гипровостокнефтъ" и возможность учета при ее применении перечисленных выше факторов. Согласно этой модели нефтяной пласт представляется состоящим из совокупности изолированных трубок тока, характеризующихся различными фильтрационными свойствами. Каждая трубка тока из этой совокупности оказывается состоящей из некоторого количества разно проницаемых элементов пласта. Эффективная проницаемость такой трубки тока определяется как средняя гармоническая величина составляющих ее элементов.

Учет влияния начальных водонефтяных зон в слоистой модели производится следующим образом. Контур питания (или нагнетательный ряд скважин) располагается у внешнего контура нефтеносности, см.рис.13 работа / 2 /. Наклонная поверхность водонефтяного контакта (ВНК) аппроксимируется ступенчатой поверхностью; при этом залежь оказывается состоящей из набора слоев с вертикальным водонефтяным контактом, удаленным на различное расстояние в каждом слое. Если известна закономерность изменения проницаемости или параметры w (параметр w характеризует комплексную неоднородность коллекторских свойств пласта,

(2.1)

где: К - проницаемость,

m - пористость,

S - начальная нефтенасыщенностъ,

h -коэффициент вытеснения нефти водой) от кровли к подошве, то в модели пласта это можно учесть, приписывая слою с определенной проницаемостью соответствующее значение расстояния от ВНК до эксплуатационной галереи. В большинстве случаев такие закономерности не бывают известны либо не наблюдаются вообще. В этом случае расчетная модель пласта строится следующим образом. В каждой ступеньке, аппроксимирующей участок поверхности ВНК, выделяется полный спектр трубок тока, неоднородных по проницаемости и другим фильтрационным параметрам. Спектр неоднородности определяется в соответствии с соотношениями, приведенными ниже и принимается одинаковым для всех ступенек. Величина водонефтяной зоны характеризуется параметром W:

(2.2)

где L1 и L2 - расстояние от эксплуатационного ряда скважин до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

При отсутствии водонефтяной зоны W=0; для залежей, подстилаемых пластовыми водами на всей площади ("водоплавающих" залежей), при перфорации всей нефтенасыщенной толщины пласта W=1. Величиной W учитывается также степень вскрытия перфорацией толщины пласта в скважинах, расположенных в водонефтяных зонах.

Различие вязкости нефти и воды, а также изменчивость их по площади залежи в слоистой модели учитывается в гидродинамических расчетах при прослеживании приближения водонефтяного контакта по каждой трубке тока.

Характер вытеснения нефти водой (поршневой или не поршневой) учитывается в расчетах путем аппроксимации функции Баклея-Леверетта для различных кривых фазовых проницаемостей и дальнейшим прослеживанием изменения фильтрационных параметров, нефте- и водонасыщенности по каждой трубке тока с последующим суммированием показателей по всей совокупности трубок тока. При поршневом вытеснении фазовые проницаемости и насыщенности изменяются скачком после прохождения фронта вытеснения.

Из технологических параметров большое влияние на ход процесса заводнения оказывает вид системы заводнения, т.е. взаимное расположение на площади залежи добывающих и нагнетательных скважин. В математической модели геометрия потоков жидкости в систему скважин учитывается введением некоторой эквивалентной криволинейной галереи. Эта галерея строится на основе карт фильтрационных потоков однородной жидкости для конкретных областей фильтрации, схем расположения скважин и граничных условий на них (по данным расчетов на ЭВМ). Принимая условие неизменности траекторий движения жидкости (жесткости трубок тока), истинная карта фильтрационных потоков трансформируется в криволинейную галерею. Криволинейная галерея учитывает не только расположение скважин, но и зональную неоднородность пласта.

Сопоставление результатов решения задач по методу криволинейной галереи с точными аналитическими решениями, а также с приближенными решениями, полученными на основе уравнений двумерной фильтрации жидкостей, показывает достаточно высокую точность расчетов по криволинейной галерее в случае фильтрации жидкостей с равными подвижностями и практически приемлемую точность для жидкостей с различными подвижностями.

Для большинства применяемых в настоящее время регулярных систем разработки получен спектр распределения длин трубок тока, который можно использовать для расчета процесса заводнения однородного и слоисто-неоднородного пласта. Для зонально-неоднородного пласта спектр распределения длин трубок тока необходимо получать с помощью аналоговых или цифровых вычислительных машин.

Отметим, что для многорядных систем заводнения расчетная модель каждого ряда скважин будет различаться не только видом криволинейной галереи, но также и степенью неоднородности модели, которая зависит от масштаба неоднородности пласта и расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.

Аналогичным образом учитывается в модели и изменение плотности сетки скважин: с одной стороны изменяется характеристика неоднородности модели, с другой стороны - в результате прерывистости пласта - эффективная проницаемость и дренируемый объем пласта (коэффициенты x (КS; l/d ) и bдр (КS; l/d.).

Выполнение гидродинамических расчетов по описанной модели на ЭВМ не вызывает серьезных затруднений вычислительного характера, требует сравнительно небольшого количества машинного времени.

Важной особенностью данной модели пласта является сравнительная простота (по сравнению с двумерной моделью) в адаптации ее параметров по данным истории разработки и возможность автоматизировать все основные этапы проектирования разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, математическая модель пласта, основанная на слоистой схеме течения, является чувствительной к наиболее важным геолого-физическим факторам и технологическим параметрам систем разработки, достаточно достоверно отражает их изменение как качественно, так и количественно, и при соответствующей настройке может успешно применяться при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением.

2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей

Как показал опыт проектирования разработки нефтяных месторождений, точность прогноза динамики показателей зависит не только от правильности выбора математической модели залежи, но также и от того, как схематизируется залежь при выполнении гидродинамических расчетов.

На практике применяются или 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 расчетного участка (элемента);

3 - при прогнозе производятся расчеты по каждой из скважин с последующим суммированием показателей в целом по залежи.

При применении каждого из указанных способов схематизации необходимо учитывать следующие условия.

1. Обеспечение требуемой точности прогноза.

2. Величина трудоемкости расчетов и требуемые затрат машинного времени при применяемой ЭВМ.

3. Время, отпускаемое на выполнение работы. Остановимся на каждом из указанных методов схематизации залежей подробней.

Первый способ схематизации широко используется при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Схема залежи составляется на основании карты изобар, карты обводнения, карты текущих отборов жидкости из скважин и структурной карты.

Рассмотрим в качестве примера залежь нефти пласта Б2 Губинского месторождения. Залежь, имеющая полосообразную форму, разрабатывалась двумя рядами добывающих скважин, расположенными вдоль длинной оси структуры. В связи с тем, что она разрабатывалась на естественном водонапорном режиме при напоре воды с южного и северного крыльев, залежь можно схематизировать в виде двух участков - южного и северного, на каждом из которых работало по одному ряду добывающих скважин.

Использование данного способа схематизации требует проведения большого объема подготовительных работ, способ обладает высокой трудоемкостью, требует довольно продолжительного времени как на подготовительные работы, так и на адаптацию модели и проведение прогноза.

Второй способ схематизации позволяет на несколько порядков сократить трудоемкость расчетов по сравнению с первым и, следовательно, за ограниченный отрезок времени выполнить большой объем расчетов. Однако, следует иметь в виду, что одновременно при этом может заметно снижаться точность прогноза.

Опыт показал, что для залежей, находящихся в поздней стадии эксплуатации, погрешность прогноза при использовании 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 применения этого способа схематизации.

Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что при использовании третьего способа, т.е. при выполнении расчетов по скважинам, можно обеспечить более высокую точность, чем при использовании первого (и тем более второго) способа схематизации,

Количественная оценка точности прогноза при различной схематизации залежи показала следующее. На ранней стадии разработки залежи при определении величины извлекаемых запасов нефти при схематизации залежи в виде одного расчетного элемента возможна погрешность до 10-20%, при схематизации виде композиции расчетных элементов - до 5-10%, при выполнении расчетов по скважинам - до 2-5%.

Для залежей, находящихся в поздней стадии разработки погрешность прогноза при использовании всех упомянутых методов прогноза значительно сокращается.

Для залежей нефти, находящихся в поздней стадии разработки, а также для прогноза на не длительный период времени допустимо использование схематизации залежи в виде одного расчетного элемента.

2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи

Расчет процесса заводнения новой залежи можно проводить с помощью соотношений (I) - (6) см / 1 /. Для этого необходимо по геолого-промысловым данным обосновать параметры математической модели залежи (s, W, m0, Qакт). В связи с тем, что расчет по формулам (1) - (6) является весьма трудоемким процессом, необходимо использовать ЭВМ высокой производительности. При выполнении расчетов без ЭВМ можно попользовать графики, приведенные на рис.1-3 работы / 2 /, построенные на основе большого количества расчетов с широким диапазоном изменения параметров модели.

Расчет процесса заводнения залежи при схематизации ее в виде одного расчетного элемента выполняется следующим 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 =еqжi / Qакт).

4. По величине ti с помощью графика зависимости (f(н)=f(н) (t)), находится величина f(н)i на конец каждого года).

5. Определяется среднегодовое содержание нефти в добываемой продукции по соотношению:

(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)

где Г - газовый фактор, м3/т.

Довольно часто залежь приходится схематизировать в виде набора участков. Например, для учёта порядка разбуривания и обустройства вводимой в разработку залежи в соответствии с планом бурения скважин и обустройства месторождения выделяются расчетные участки. При этом учитывается характер движения жидкости в пласте: при площадном заводнении участок намечается как совокупность ячеек, при блоковой системе заводнения - как совокупность элементов соответствующей блоковой системы. Расчет процесса заводнения производится отдельно по каждого участку и затем проводится суммирование с учетом ввода участков во времени.

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным истории ее разработки

Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными в процессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.

При отсутствии - ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах 3.3.

В отличии от раздела 3.3 вначале определяется величина t за год, предшествующий прогнозному году по соотношению:

(2.8)

Затем определяется t на 1 прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 3.3.

2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.

По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.

Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

(2.9)

где Qж - дебит скважины, в пластовых условиях, м3/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин.

Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия ( x ).

Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).

Определенная в данном разделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.

3. Расчёт показателей разработки пласта БС11 Суторминского месторождения

Исходные данные для расчётов приведены в таблице 3.1.

1. Рассчитываем площадь залежи

м2, (3.1)

где В - ширина залежи, м; L - длина залежи, м.

2. Находим начальные балансовые запасы нефти объёмным методом

т, (3.2)

где hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - коэффициент пористости, доли ед.; Sн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; rнпл - плотность нефти в пластовых условиях, т/м3; bн - объёмный коэффициент нефти, доли ед. /3/

3. Так как L/B>1,5 данную залежь схематизируем как полосообразную. Для неё используем трёхрядное размещение добывающих скважин с законтурным заводнением. Так как залежь с двусторонним питанием делим её на две равные части и проводим расчёты только для одной.

3.1 Определяем среднее расстояние между рядами

м, (3.3)

где n - число рядов.

3.2 Определяем расстояние от контура питания до первого добывающего ряда и между первым и вторым рядами соответственно 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 из книги /4/ находим среднее расстояние между скважинами

м. (3.7)

3.5 Рассчитываем среднее количество скважин

. (3.8)

3.6 Определяем количество скважин в рядах

скв, (3.9)

скв. (3.10)

3.7 Находим расстояния между скважинами в рядах

м, (3.11)

м. (3.12)

В результате проведённой схематизации залежи общее количество добывающих скважин составляет 1899 скв, а нагнетательных - 1899/3=633 скв.

4. Рассчитываем параметр Крылова

т/скв. (3.13)

5. Определяем дебиты в рядах 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) определяем годовой отбор жидкости

т/год.

7. Находим приращение величины безразмерного времени

.

8. Исходя из соотношения вязкостей нефти и воды (m0=1,2), выбираем по книге /2/ модель слоисто-неоднородного пласта и адаптируем на наши условия (таблица 3.2, рисунок 3).

9. Производим расчёт показателей разработки по формулам (2.3) - (2.8) (таблица 3.3).

Таблица 3.2.

Доля нефти в добываемой продукции 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

В таблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки. Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.

4. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Методика расчета показателей разработки предлагаемая институтом «Гипровостокнефть» проста, и вместе с тем дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическими выкладками.

Расчёты по скважинам при использовании одномерной математической модели ранее обычно не производили; для этой цели необходимо использовать двумерные математические модели. Использование двумерной математической модели весьма трудоемко, необходимо иметь ЭВМ высокой производительности, отсутствуют технологичные программы автоматизированной адаптации и необходимо иметь достаточно большое количество информации. В связи с этим при проектировании разработки они применяются относительно редко.

Для определения точности прогноза при расчете по скважинам с использованием одномерной модели проведено сопоставление воспроизведения истории разработки и результатов прогноза при использовании двумерной и одномерной моделей по залежам нефти пласта А4 Медведевского и Хилковского месторождений.

Воспроизведение истории разработки с использованием двумерной модели по Медведевскому месторождению выполнено в институте "Гипровостокнефть", по Хилковскому в институте ВНИИ.

Сопоставление результатов воспроизведения истории разработки и прогноза по скважинам (и в целом по залежам) при использовании одномерной и двумерной моделей показало, что в обоих случаях обеспечивается практически одинаковая точность прогноза.

О повышении точности прогноза при выполнении расчетов по скважинам свидетельствует опыт проектирования разработки месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

«Расчёт динамики показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме», методические разработки для студентов при выполнении курсовых и дипломных работ по специальности 0907, Куйбышев, 1990;

В.С. Ковалёв, В.М. Житомирский «Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения», Москва, «Недра», 1976, 246 с.;

М.А. Токарев «Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей», методическое руководство, УНИ, 1991;

Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений», Москва,«НЕДРА», 1998.