6. Расчет технологических показателей разработки при применении метода

Для выполнения расчёта технологических показателей разработки по методике ТатНИПИнефть необходимо наличие исходных данных, которые представлены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Исходные данные	Величина
Балансовые запасы нефти Qб, тыс.т.	7103,652
Площадь нефтеносности, Sн, м2	9405000,5
Средний коэффициент продуктивности Кср,	2,3110-5
Зональная неоднородность	0,6074
Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях н/в	18,54
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях	1,31
Коэффициент вытеснения нефти водой К2	0,353
Коэффициент эксплуатации скважин э	0,975
Плотность сетки скважин, Sc, м2/скв.	90000
Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, ∆p, МПа	1,4

1. Расчёт технологических показателей разработки произведён согласно эмпирической методике, разработанной институтом ТатНИПИнефть.

1.1. Подготовка исходных геолого-физических данных: определение

зональной неоднородности пласта ():

, (1)

где n – общее число замеров продуктивности (дебита) скважин; К_i - продуктивность (дебит), соответствующая i-му замеру. В таблице 6.2 приведены исходные данные для расчёта зональной неоднородности.

Таблица 6.2

n	Кпрод, (т·10)/(сут*МПа)	Кпрод2
1	0,22	0,0484
2	0,08	0,0064
3	0,03	0,0009
4	0,09	0,0081
5	0,04	0,0016
6	0,14	0,0196
7	0,16	0,0256
8	0,29	0,0841
9	0,25	0,0625
10	0,15	0,0225
11	0,48	0,2304
12	0,57	0,3249
13	0,30	0,09
14	0,06	0,0036
15	0,07	0,0049
16	0,17	0,0289
17	0,19	0,0361
18	0,43	0,1849
19	0,36	0,1296
20	0,07	0,0049

n = 20;

Подставляем полученные значения в первоначальную формулу и определим зональную неоднородность пласта:

1.2. Расчет показателей разработки для условий залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами, приведенными в табл. 3.3.

Проектный фонд скважин составляет 35скв.

1. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

, (2)

где  - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);

_- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях;

(3)

(4)

В результате получим:

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2, т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза. Максимальное значение не должно превышать восьми, так как равномерной квадратной сетке скважин на первой линии вокруг нагнетательной размещается максимум восемь добывающих скважин:

2. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, :

. (5)

3. Определяем функцию относительной производительности скважин ()

.

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n₀) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи (q₀):

(6)

где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

Полученные результаты занесём в таблицу 6.3.

Таблица 6.3

			m			р, Па	q0, тыс.т/год
0,4175	2,875	5,7532	6,6776	2,6451	0,3687	1,4	128,5

1.3. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти (Q_п)

(7)

где Q_б – балансовые запасы нефти; К₁ – коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

, (8)

где a - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5 (примем a=0,30);

S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км²;

К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

В нашем случае имеем:

.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности, наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

(9)

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

(10)

где

; (11)

;

А₂ – предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); ₀ – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в _ раз и по плотности в _ раз (_ - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях – см. табл. 3.3.).

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К_з) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)

(12)

где

(13)

(14)

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

(15)

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀) находятся из следующих формул:

(16)

. (17)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

(3.5.18)

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

(18)

а нефтеизвлечение пластов

(19)

Полученные результаты занесём в таблицу 6.4.

Таблица 6.4

К1	Qп, тыс. т.			А2	0	А	Кнз
0,973	7103,652	0,30	0,8345	0,9	2,5381	0,7805	0,212
Ккз	Кз	F	Q0, млн. т.	QF0, млн. т.	, млн. т.	Аср	КН0
0,863	0,720	1,198	6127,326	8510,175	12175,235	0,496	0,8625

1.4. Расчет динамики дебитов нефти и воды.

Нефтяная залежь с общим числом скважин (n₀=880) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение пятнадцати лет по 55 скважины в год.

На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с амплитудным дебитом.

На второй стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного значения до максимального.

Третья стадия разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии. Расчет ведется по формулам первой стадии при .

1. На первой стадии текущий дебит нефти:

Рассчитываем число действующих скважин в t году на пять лет:

n₁₀=62/2=31 скв.

n₂₀=62/2+62=93 скв.

n₃₀=62/2+62∙2=155 скв.

n₄₀=62/2+62∙3=217 скв.

n₅₀=62/2+62∙4=279 скв.

n₆₀=62/2+62∙5=341 скв.

n₇₀=62/2+62∙6=403 скв.

n₈₀=62/2+62∙7=465 скв.

n₉₀=62/2+62∙8=527 скв.

n₁₀₀=62/2+62∙9=589 скв.

n₁₁₀=62/2+62∙10=651 скв.

n₁₂₀=62/2+62∙11=713 скв.

n₁₃₀=62/2+62∙12=775 скв.

n₁₄₀=62/2+62∙13=837 скв.

n₁₅₀=62/2+62∙14=899 скв.

• Текущий дебит нефти:

• Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

• Массовый текущий дебит в поверхностных условиях:

• Обводненность продукции:

2. КИН (коэффициент нефтеизвлечения), %:

1 год:

,

2 год:

,

n год:

,

где Q_б =53,7 млн.т – балансовый запас месторождения.

3. Темп отбора от НИЗ (начальный извлекаемый запас), %:

, где НИЗ= 298,5млн.т

Расчёт технологических показателей разработки произведён с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel). Результаты расчётов приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5

Годы	q0, млн. т/год	Q0, млн.т	nt0	qt0, млн. т	Qt0, млн.т	qt, млн.т	qtf, млн.т	qtf2, млн.т	Вt, %	η, %
1990	2,270	119,330	880	2,084	119,33	1,1	1,661	1,917	49,6	10,7
1991	2,270	119,330	880	1,910	119,33	1,2	1,601	1,908	503	10,9
1992	2,270	119,330	880	1,804	119,33	1,1	1,651	2,073	517	11,2
1993	2,270	119,330	880	1,727	119,33	1,01	1,774	2,367	52,2	11,4
1994	2,270	119,330	880	1,590	119,33	1,03	1,761	2,429	53,3	11,6
1995	2,270	119,330	880	1,535	119,33	1,085	1,749	2,432	54,4	11,8
1996	2,270	119,330	880	1,501	119,33	1,071	1,736	2,421	55,7	12,0
1997	2,270	119,330	880	1,458	119,33	1,051	1,724	2,417	56,5	12,2
1998	2,270	119,330	880	1,416	119,33	1,031	1,712	2,412	57,2	12,4
1999	2,270	119,330	880	1,375	119,33	1,012	1,699	2,407	58,0	12,6
2000	2,270	119,330	880	1,335	119,33	0,993	1,687	2,403	58,7	12,8
2001	2,270	119,330	880	1,296	119,33	0,974	1,675	2,397	59,4	13,0
2002	2,270	119,330	880	1,258	119,33	0,956	1,663	2,392	60,0	13,1
2003	2,270	119,330	880	1,222	119,33	0,938	1,652	2,387	60,7	13,3
2004	2,270	119,330	880	1,186	119,33	0,920	1,640	2,381	61,4	13,5

Продолжение таблицы 6.5

2005	2,270	119,330	880	1,151	119,33	0,913	1,628	2,375	62,0	13,7
2006	2,270	119,330	880	1,117	119,33	0,896	1,617	2,369	62,6	13,8
2007	2,270	119,330	880	1,085	119,33	0,889	1,605	2,363	63,1	14,0
2008	2,270	119,330	880	1,053	119,33	0,853	1,594	2,357	63,6	14,2
2009	2,270	119,330	880	1,024	119,33	0,846	1,582	2,350	64,1	14,6