Проектирование технологических показателей разработки полосообразной залежи - Контрольная работа

Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что ход процесса заводнения зависит от следующих основных факторов: 1) различия вязкостей нефти и воды; 2) наличие начальных водонефтяных зон; 3) неоднородности геолого-физических свойств пластов; 4) особенностей движения жидкости в систему скважин; 5) системы воздействия на пласт; 6) условий эксплуатации скважин; 7) расчлененности пласта; 8) прерывистости пласта; 9) степени вскрытия пласта в скважинах.Некоторые свойства нефти, воды, продуктивного пласта и характеристики вытеснения, полученные на основе лабораторных исследований, приведены в таблице 1. Считается целесообразным разместить на залежи 2 ряда добывающих скважин в кольцевые батареи и третий ряд - стягивающий. Распределение добывающих скважин по рядам приведено в таблице 2 На залежи пробурено некоторое количество разведочных скважин, в которых определены значения эффективной толщины пласта. Плотность сетки скважин и длины стягивающих рядов приведены в таблице 4.Закон распределения случайной величины - это всякое соотношение, устанавливающее связь между возможными значениями случайной величины и соответствующим им статистическим вероятностям. Статистическая обработка результатов лабораторных исследований 261 образцов кернов заключается в подборе теоретического закона распределения, близкого к практическому. Статистическая обработка результатов лабораторных исследований приведена в таблице 7 и 8.Так как ширина и длина данной залежи примерно равны соотношение осей менее, чем 3:1, то она схематизируется кругом, в данном случае кольцом, так как имеется стягивающий ряд, скважины которого на схеме заменяются круговым рядом, дебит и количество скважин которого принимаются равными дебиту и количеству скважин стягивающего ряда реальной залежи. Сначала определяют среднюю толщину продуктивного пласта hcp, как среднее арифметическое от эффективных толщин по скважинам. Исходя из равенства объемов, определяют радиусы рядов скважин Дебиты скважин и забойные давления по рядам могут отличаться, но в одном ряду у всех одинаковы. Для определения средних дебитов рядов и скважин используют приведенный радиус питания - воображаемую линию, в общем случае не совпадающую с реальным контуром питания, где пластовое давление принимается равным давлению на реальном контуре питания, а вязкость вытесняющего агента принимается равной вязкости вытесняемого.Подсчет активных запасов залежи произведем для трех участков: между контуром питания и первым добывающим рядом, между первым и вторым добывающим рядом, вторым и третьим добывающим рядом, используя при этом данные, полученные при расчете схематизации залежи. Активные запасы между рядами считаются по следующей формуле (расчет приведен в таблице 13): Таблица 13.При расчетах процесса обводнения мы не ставим задачу определения количества той или иной жидкости по конкретным скважинам, а определяем среднее количество воды и нефти по рядам, а, следовательно, по залежи. При расчете процесса обводнения данной залежи используем теорию поршневого вытеснения нефти водой - методику Саттарова М.М. По всем трубкам тока, у которых проницаемость больше km уже поступает вода, а для трубок тока, у которых проницаемость меньше km, еще поступает нефть. Если мы знаем средние проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть, вода, то можно легко вычислить долю нефти в добываемой продукции. При вычислении кн и кв (средние проницаемости всех трубок тока, по которым поступает соответственно нефть и вода) считают, что распределение трубок тока, по которым поступает нефть, и трубок, по которым поступает вода, подчиняется тому же закону, что и распределение проницаемости всего пласта. где f(k) - функция распределения проницаемости. где ; Km - задаемся.В данной работе я провел расчет показателей разработки гипотетической залежи и получил следующие результаты. Срок разработки составил 20 лет при конечной обводненности продукции 97%. Конечный коэффициент нефтеотдачи составил 31,67%. За это время было добыто жидкости - 33893032,003 м3 , воды - 23405293,538 м3, нефти - 10487718,465 м3. Методика расчета процесса обводнения БАШНИПИНЕФТЬ, которая была использована при составлении данного проекта, обладает, как достоинствами так и недостатками.

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Статическая обработка данных исследования кернов

3. Расчет схематизации круговой залежи

4. Гидродинамические расчеты показателей разработки нефтяных месторождений на жестко-водонапорном режиме (ЖВНР)

5. Расчет активных запасов залежи

6. Расчет процесса обводнения по методике БАШНИПИНЕФТЬ

6.1 Расчет первого этапа разработки

6.2 Расчет второго этапа разработки

6.3 Расчет третьего этапа разработки

Выводы и рекомендации

Список использованной литературы

Чтобы надежно прогнозировать обводненность добываемой из залежи продукции, определять коэффициент нефтеотдачи пластов, а также намечать мероприятия по регулированию процесса разработки и оценивать их эффективность, необходимо знать степень влияния различных факторов на процесс заводнения и какие из них следует учитывать при прогнозе в первую очередь, а какими можно на определенной стадии разработки пренебречь.

Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что ход процесса заводнения зависит от следующих основных факторов: 1) различия вязкостей нефти и воды; 2) наличие начальных водонефтяных зон; 3) неоднородности геолого-физических свойств пластов; 4) особенностей движения жидкости в систему скважин; 5) системы воздействия на пласт; 6) условий эксплуатации скважин; 7) расчлененности пласта; 8) прерывистости пласта; 9) степени вскрытия пласта в скважинах.

Методики расчетов технологических показателей разработки нефтяных месторождений должны соответствовать стадиям комплексного проектирования и применяться в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о строении залежей нефти, свойствах пластов, а также от условий эксплуатации скважин на месторождении.

При составлении проектов разработки месторождений, когда имеется значительно большой объем информации более высокого качества, обеспечивается возможность и целесообразность применения более точных и сложных методик расчетов технологических показателей разработки.

В данной работе осуществлен расчет технологических показателей разработки круговой залежи нефти по методике расчета, предложенной Саттаровым.

нефтяной месторождение керн пласт

В данной работе я провел расчет показателей разработки гипотетической залежи и получил следующие результаты.

Срок разработки составил 20 лет при конечной обводненности продукции 97%. Конечный коэффициент нефтеотдачи составил 31,67%. За это время было добыто жидкости - 33893032,003 м3 , воды - 23405293,538 м3, нефти - 10487718,465 м3. Получили водонефтяной фактор равный 2,232 м3/м3.

Методика расчета процесса обводнения БАШНИПИНЕФТЬ, которая была использована при составлении данного проекта, обладает, как достоинствами так и недостатками.

Достоинства и недостатки методики расчета процесса обводнения БАШНИПИНЕФТЬ

Достоинства: 1. Учитывает неоднородность пластов и распределение проницаемости в объеме пласта.

2. Дает достаточно хорошую сходимость с фактическими показателями разработки.

Недостатки: 1. Применяется расчетная модель пласта (в природе таких моделей не существует).

2. В расчетах мы принимаем, что граница раздела фаз нефть-вода носит вертикальный характер. Обычно же она лежит на горизонтальной плоскости.

3. Не в полной мере учитывает макронеоднородность пласта.

4. Вытеснение принято поршневым (на самом деле это не так, нефть из поровых каналов вытесняется не сразу и полностью, а постепенно).

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

2. Кабиров М.М. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. - Уфа: 1985.

Размещено на .ru