Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числом скважин (в нашем случае n0 = 852) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течении 26 лет по 34 скважин в год (в последний год 2 скважин).
На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.
На следующей (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.
Примем, что за счет
методов интенсификации (увеличения
перепада давления, перевода на
механизированную добычу и т.д.) максимальный
амплитудный дебит qм0
будет в два
раза больше минимального, равного 16,7
млн. т/год.
Третья стадии разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.
Для первой стадии
при
,
млн.
т,
млн.
т,
млн.
т,
млн.
т/год,
%.
Для второй стадии
при
млн. т/год,
млн.
т,
млн.
т,
%.
Для третьей стадии
при
млн.
т,
млн.
т,
млн.
т,
%
Результаты расчетов приведены в таблице 14. Расчеты проведены до тех пор, пока обводнённость продукции не достигла 99%.
Рис. 1. Динамика текущего дебита нефти, жидкости и закачки воды
Рис. 2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и закачки воды
Рис. 3. Динамика
средней добычи по нефти и по жидкости
одной скважины
Рис. 4. Динамика обводненности и КИН
5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
Падение уровня добычи нефти связано с ухудшением структуры извлекаемых запасов.
По центральной части Миннибаевской площади добыто 55,634 млн. тонн нефти, что составляет 94% от принятых начальных извлекаемых запасов, т.е. реализованная система разработки обеспечила достаточно высокую выработку нижней пачки пластов с площадным распространением высокопродуктивных коллекторов. Эта же система не обеспечила удовлетворительный отбор нефти малопродуктивных коллекторов (верхнепашийские отложения, включающие пласт «а» характеризующийся линзовидным и полосообразным залеганием коллекторов, небольшими толщинами пластов (1,0-3,0м) и преобладанием распространения низкопродуктивных коллекторов), выработка которых при общем фильтре с высокопродуктивными осуществляется низкими темпами.
Остаточные запасы нефти (6%) сосредоточены, в основном, в отдельных изолированных линзах, различного рода тупиковых и застойных зонах (за счет прерывистости коллекторов) верхних пластов.
Вместе с тем, пористость и проницаемость пласта характеризуется крайней неоднородностью, в связи с чем нефть, в принципе, не может быть вытеснена с участков низкой проницаемости, особенно, если путь закачиваемой воде преградят зоны пласта, кольматированные частицами, находящимися в ней. В таких случаях не нужно строить иллюзий, что мы сумеем извлечь нефть из слабопродуктивных горизонтов. Но, вместе с тем, на это остается надежда при использовании для закачки в пласт воды высокого качества.
Для улучшения разработки необходимо проводить следующие мероприятия:
1. Геолого-технические мероприятия по улучшению работы скважин;
2. Капитальный ремонт скважин;
3. Работы по охране недр и капитальный ремонт элементов конструкций скважин;
4. Изоляция вод;
5. Отключение нижних пластов, обводненных подошвенной водой;
Отключение нижних пластов, обводненных нагнетаемой водой;
Воздействие на призабойную зону пласта.