Геолого-физические характеристики объекта. Проект разработки по участку пласта Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть. Схемы расстановки скважин, величина мгновенных дебитов скважин. Расчет зависимости доли нефти в продукции скважин.
Аннотация к работе
Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) - пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м. Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. 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. 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. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород.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). 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%).Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется на базе математического моделирования процессов, происходящих при вытеснении нефти из пласта. 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. 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.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. 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.Расчет процесса заводнения новой залежи можно проводить с помощью соотношений (I) - (6) см / 1 /. 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. Определяется величина отбора жидкости по годам на прогнозный период времени Определяется величина накопленного отбора жидкости по годам. По величине накопленного отбора жидкости определяется величина t на конец каждого года (ti =aqжi / Qakt).Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели.По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации. Годовой отбор ж
План
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Геологическая характеристика месторождения
1.2 Продуктивные пласты
1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
1.4 Запасы нефти и растворенного газа
2. Методика расчета показателей разработки нефтяных месторождений
2.1 Обоснование математической модели
2.2 Обоснование расчетной 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
2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости
3. Порядок расчета и расчет показателей разработки