Материал: Методика расчета коэффициента нефтеизвлечения Задоно-Елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения

-        нефтепроницаемость пласта Кпрон;

-        вязкость пластовой нефти Мн;

-        энтропия расчлененности пласта Э;

-        фактор насыщения нефти смолами, асфальтенами, определяющий пороговый переход к вязкопластичной фильтрации, Фп+а.

Метод дает хорошую доверительность оценки не только КИН, но и других важных характеристик: потенциальной нефтепродуктивности пласта, допустимого темпа отбора нефти из пласта и других факторов.

Формула вычисления КИН следующая:

КИН асм = 0,705 - 0,141 Б.                               (4.5)

Интегральный метод (ИМ). Первоначально метод был разработан американским нефтяным институтом (АНИ). В последствие был уточнен и адаптирован белорусскими исследователями к местным условиям. Метод основан на комплексном, модульном учете четырех основных факторов нефтеизвлечения:

-        емкостного          WЕ = 1,85 (Е · Кнн / Кпеп)0,422             (4.6)

-        фильтрационногоWф= (Кпрон / Мо) 0,077                (4.7)

-        охватного            WЭ =(1+Э)-0,091 · Э                       (4.8)

-        энергетического  WБ =(1+Б)-0,054 · Б                        (4.9)

Два первых модуля представляют коэффициент нефтевытеснения, а два последних - коэффициент охвата разработкой.

КИНИМ = WЕ · Wф · Wэ · WБ                 (4.10)

Эмпирический метод (ЭМ). Разработан сравнительно недавно для нефтяных месторождений Западной Сибири. С небольшими уточнениями он был адаптирован и для условий Беларуси. В отличие от других методов он более полно учитывает макронеоднородность пласта по всему его объему и, следовательно, дает доверительную оценку коэффициентов нефтевытеснения и охвата.

Вычисления КИН по эмпирическому методу выполнялось по следующей формуле:

КИНэм = Квыт · Кохв

Расчетно-экспериментальный метод (РЭМ). Данный метод является основным методом натуральной оценки нефтеизвлечения, основанным на детерминированных моделях проектной разработки и поэтому может рассматриваться как базовый для последующего технико-экономического обоснования промышленных кондиций месторождения.

Первоначально он был предложен “ВНИИнефть”, а затем модифицирован к условиям сложно построенных трещино-каверново-поровых пластов Беларуси благодаря исследованиям Майдебора В.Н., Мартынцева О.Ф., Пахольчука А.А., Кононова А.И., Сургучева М.Д., Заикина Н.П. и др.

Белорусские исследователи адаптировали метод в области организации исследования изотропных натуральных больших кернов пласта (диаметром до 100 мм), повышающих объемную информативность и подобность природным условиям, а, следовательно, и достоверность оценки нефтеизвлечения.

КИНрэм = Клаб выт · Крэмохи (4.12)

3. Результаты расчета Коэффициента нефтеизвлечения различными методами на различных режимах эксплуатации

.1 Результаты оценки нефтеизвлечения на естественном режиме истощения

Метод гидродинамических расчетов основан на зависимости:

оценка по ней дает:

 (4.2)

Результаты расчета метода упруго-материального баланса:

Расхождения в оценке нефтеизвлечения на режиме истощения двумя методами составляет около 1%, а среднее значение извлекаемых запасов нефти, равное 204,702 тыс. т. составляет всего 4,3% от их балансовых запасов, что предопределяет необходимость ускоренного перевода залежи на искусственный режим эффективного заводнения, при котором нефтеизвлечение согласно всем расчетам составит 36% от балансовых запасов, т. е. будет интенсифицировано в 8,4 раза.

2.2 Результаты расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

Номограммный метод

Результат расчета зависимости КИН от параметров нефтевытеснения - проницаемости пласта Кпрон и относительной вязкости пластового флюида Мо по номограммному методу следующий:

КИНном= 0,1+0,2 lg Кпрон -0,1 lg Mо =0,377 ед.

Аналого-статистический метод

Основываясь на корреляционной зависимости нефтеизвлечения от выведенного параметра нефтепродуктивности пласта Б, характеризующего сортотип пласта-коллектора нефти (рис. 4.3), и данным указанных в таблице (4.1) результаты аналого-статистического метода следующие:

По таблице 4.1:

КИН асм = 0,705 - 0,141 Б = 0,361 ед.                         (4.5)

Интегральный метод

Расчет коэффициента нефтеизвлечения по интегральному методу следующий:

КИНИМ = WЕ · Wф · Wэ · WБ = 0,373 ед.                 (4.10)

Эмпирический метод (ЭМ).

По эмпирическому методу коэффициент нефтеизвлечения составил:

КИНэм = Квыт · Кохв = 0,550 · 0,701 =0,386 ед

Расчетно-экспериментальный метод (РЭМ).

Коэффициент нефтеизвлечения по расчетно-экспериментальному методу составил:

КИНрэм = Клаб выт · Крэмохи = 0,488 · 0,754 =0,367 ед. (4.12)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения курсовой работы, основываясь на материале отчета, по преддипломной практике, Ново-Давыдовского нефтяного месторождения была детально изучена его краткая геолого-геофизическая характеристика и методика расчета коэффициента нефтеизвлечения.

На основании гидродинамической модели двухфазной (нефть + вода) фильтрации при активном нефтевытеснении водой и руководствуясь нормативными документами, выполнены оценка коэффициента нефтеизвлечения пятью экспресс-методами и повариантные технико-экономические расчеты проектной разработки.

При комплексном многофакторном учете всех природных и технико-экономических данных обоснована оптимальная модель разработки, основные показатели которой следующие:

1.        Балансовые запасы нефти -5,898 млн.т.

.          Извлекаемые запасы нефти - 2,123 млн.т.

3.       Коэффициент извлечения нефти - 0,36.

.         Количество добывающих скважин - 10.

.         Количество нагнетательных скважин - 3.

.         Максимальный годовой отбор нефти - 0,088 млн.т.

.         Срок окупаемости - 6,8 года.

.         Себестоимость продукции - 25,69 $/т.

.         Рентабельность - 17,8%.

ЛИТЕРАТУРА

1.   Семенов Ю.В., Войтенко В.С., Обморышев К.М. и др. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне. М.: Недра, 1983, 285 с.

2.       Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986, 608 с.

.         Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, 332 с.

.         Жилинскас А., Шалтянис В. Поиск оптимума. М.: Наука, 1989.

.         Заикин Н.П., Кончиц А. В., Лобов А. И. Оптимизация освоения и сертификация нефтяных ресурсов Беларуси /Материалы научно-практической конференции «Стратегия - 2015» (сентябрь 1999 г.), Гомель, 2000.

.         Заикин Н.П., Куркина З.П., Филиппова З.П. и др. Нормативы технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений Белоруссии /Нефтяное хозяйство, 1988, № 12.

.         Кончиц А.В., Заикин Н.П., Рынский М.А., Порошин В.Д. Комплексная оценка перспективных на нефть и газ локальных структур Припятского региона. Гомель, 1997 (фонд БелНИПИнефть).

.         Ланкуть Л.М., Астуковский А.В., Шереметьева С.Д. и др. Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по месторождениям и нефтеносным площадям ПО «Белгеология» за 2000 год. Мн., 2001, 97 с., (фонд ПО «Белгеология»).

.         Липский Л. А. Об одном экономичном методе решения гиперболических систем первого порядка /Дифференциальные уравнения, 1999, т. 35, №11, с.1566 - 1570.

.         Лобов А.И. Упруго-деформационные эффекты в девонских породах-коллекторах нефти и газа Припятского прогиба /Диссерт. на соискание ученой степени канд. геолого-мин. наук. Мн., 1994, 162 с.

.         Лобов А.И., Заикин Н.П., Карасюк Г.А. и др. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по Ново-Давыдовскому, Западно-Славаньскому и Ново-Кнышевичскому месторождениям. (Промежуточный отчет по объекту 472/2000 х/д «Выполнить проектирование, провести анализ результатов пробной эксплуатации и обоснование промышленных кондиций новых нефтяных месторождений ПО «Белгеология»), Гомель, 2000.

.         Лобов А.И., Липский Л.А. Численное моделирование напряженного состояния пороупругого нефтяного пласта в процессе фильтрации жидкости / Техника и технология бурения разведочных скважин в Припятском прогибе. Мн., БелНИГРИ, 1998, с.107-111.

.         Майдебор В.Н., Чеховская Г.Ю. и др. Влияние различных факторов на нефтеотдачу при разработке нефтяных месторождений с пористыми и трещинными коллекторами / Вопросы геологии, бурения скважин и разработки нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. Нальчик, 1968, с.278-296.

.         Медведский Р.И. Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири /Труды Зап.-Сиб. НИГРИ, Тюмень,1987.

.         Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режиме нефтевытеснения водой. М.: Недра, 1973.

.         Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник /Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. М.: Недра, 1989, 270 с.

.         Сборник нормативных документов по вопросам охраны окружающей среды /Войтов И.В., Кожевникова Р.К. Вып. 22, Мн., 1998, 154с.

.         Руководящие документы по определению коэффициента нефтеизвлечения из разрабатывающихся месторождений (РД-86) /Труды ВНИИнефть, М., 1986.

.         Химельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.