Анализ степени выработки и подсчета кин с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

 

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Определяем остаточную нефтенасыщенную толщину на дату анализа разработки и строим карту остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.

С помощью этой карты можно определить остаточные балансовые запасы, участки с наибольшими запасами и КИН.

Существует достаточное количество методов определения конечного коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей. В даннойработе рассмотрен метод определения конечного коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Конечная нефтеотдача пласта является одним из наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений и зависит от предельной обводненности добываемой из пласта нефти.

Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определяем с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определяем достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по следующей формуле:

Где: Н - начальная эффективная толщина пласта, м;

соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях;

f_B - обводненность добываемой продукции, доли ед.

1. По формуле рассчитываем эффективную толщину. Расчет проводится по всем скважинам, которые находились в эксплуатации на данном пласте: и те которые на расчётную дату находятся в бездействии и те, которые были переведены в нагнетательный или другой фонд.

2. Расчетные данные, для построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин по пласту вносим в таблицу 2.5.

 

Таблица 2.5 - Расчетная таблица h_ОСТ

Номер скважины	H, эффективная начальная толщина, м.	Обводненность FB, доли ед.	Остаточная нефтенасыщ. толщина hост., м.
40	9,7	0,98	0,2
67	7,6	0,96	0,4
91	10,5	0,98	0,2
92	12,3	0,76	3,8
100	1,4	0,24	1,1
127	10,7	0,98	0,3
130	1,3	0,80	0,3
133	8,2	0,93	0,8
134	8,0	0,98	0,2
135	9,1	0,98	0,2

 

. толщина с помощью метода треугольников (см. приложение). За основу берем карту начальных нефтенасыщенных толщин.

. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи определяем по формуле:

где ∑Q_н. - накопленная добыча нефти за весь период разработки залежи, тыс.т._{бал. нач.} - начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, тыс.т._{бал. ост. -} остаточные балансовые запасы нефти, полученные расчетным путем, тыс.т.

Таким образом, для того, чтобы рассчитать коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта, необходимо определить остаточные балансовые запасы нефти:

а) Для определения остаточных балансовых запасов нефти используем зависимость:

_{бал.ост.}= V·m· а ·· θ

 

где V (F h) - объем залежи, 40436 тыс. м³

m- коэффициент пористости, 0,12 д. ед.

а - коэффициент нефтенасыщенности, 0,88 доли ед.

- плотность нефти в поверхностных условиях, 0,849 т/м³

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, 0,920 доли. ед.

θ=1/b, где b - объемный коэффициент.- объем зон дренирования определяется как сумма объемов между граничными толщинами, построенной карты остаточных нефтенасыщенных толщин. Затем, суммируя значения объемов, определяем объем пласта.= 821·5,2 = 4479 тыс. м³;= 525·2,9 = 1573 тыс. м³;= 1100·3,4 = 4740 тыс. м³;= 649·7,1 = 4712 тыс. м³;

V общ = V1 + V2 + V3 + V4= 20436 тыс. м³;

Подставим полученные значения в формулу_{бал.ост}=20436·0,12·0,88·0,849·0,92=1653,6 тыс.т.

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле…

Как видно, достигнутый коэффициент нефтеотдачи 0,32 больше проектного 0,24.

 

2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

 

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется не эффективно.

значения показателей степени выработки 60,1% и обводненности 86,6% косвенно определяют не эффективность разработки;

сравнение проектных и фактических показателей показало, что проектные показатели выше, чем фактические. Кроме того, и накопленная добыча нефти ниже проектной;

проведенные расчеты, подтвердили не эффективность системы разработки.

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

. Для восстановления продуктивности скважин я предлагаю комплексную технологию обработки призабойных зон добывающих скважин растворами на углеводородной основе и раствором ПАВ.

. С целью интенсификации добычи нефти за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон скважин, а также для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения движения вод в обводненных зонах пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления водонасыщенных зон пласта предложена технология применения гидрофобизатора многофункционального действия.

. Для уменьшения обводненности - потокоотклоняющие технологии, химические реагенты.

. Т.к. разбуривание новых добывающих скважин не целесообразно необходимы операции по зарезке боковых и горизонтальных стволов

Выводы

 

· В технологической части проведен анализ состояния разработки и выработки запасов нефти пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения, произведено сравнение проектных и фактических показателей разработки. Пласт разрабатывается с 1972 года.

·         Проведенные ГТМ принесли ощутимые результаты.

·         Достигнутая степень выработки составляет 60,1%, текущая обводненность 86,6%. Это свидетельствует о том, что, месторождение разрабатывается не эффективно.

·         На данный момент залежь находится на 3 стадии разработки.

В рамках рекомендуемых технологических решений регулирование процесса разработки возможно за счет осуществления следующих мероприятий:

перевод ряда скважин на форсированный отбор жидкости;

перевод скважин, обводнившихся при эксплуатации нижележащих горизонтов, на вышележащие;

зарезка боковых стволов;

воздействие на призабойную зону соляной кислотой.

 

Библиографический список

 

1. Спутник нефтяника. / В.М. Муравьев, Н.Г. Середа - М.: Недра, 1971 г.

2. Разработка и управление месторождениями при заводнении. / Д. Уолкотт - М.: ЮКОС, 2001 г.

.   Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999 г.