- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
(26)
3. Обводнённость продукции:
(27)
4. Коэффициент нефтеизвлечения:
, (28)
где - суммарная добыча нефти к i-тому моменту времени;
- балансовые запасы нефти.
5. Объём текущей закачки, млн.м3:
, (29)
где К- коэффициент потери при закачке;
- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Расчеты проведены до тех пор, пока обводнённость продукции не достигла 90%.
4.2. Исходные данные расчета
1. Балансовые запасы Qб= 517 млн.т.
2. Площадь нефтеносности, Sн=255640000 м2
3. Средний коэффициент продуктивности Кср=2,3·10-5
4. Зональная неоднородность =0,36
5. Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях
н/в=2,5
6. Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях
7. Коэффициент вытеснения нефти водой К2=0,66
9. Коэффициент эксплуатации скважин э=0,9
10.Коэффициент послойной неоднородности U21 =0,2
11.Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, ∆p=10 МПа
4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
-
Рассматриваем вариант разработки при сетке скважин 600*500 м. Зная площадь нефтеносности и плотность сетки (30104 м2/скв), находим общее число нагнетательных и добывающих скважин
-
Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита по формуле (2) с учетом (3) и (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.
-
Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, :
.
-
Определяем функцию относительной производительности скважин по (6)
.
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):
где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.
Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
-
Подвижные запасы нефти
где ,
-
Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , .
-
Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины находится по формуле (10) с учетом (11)
;
-
Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кз) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)
где
.
-
Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения
.
-
Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:
.
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:
-
Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости
а нефтеизвлечение пластов