Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта:

; (2.38)

где - накопленная добыча нефти с начала разработки по 01.01.2018 г. равна 4581,5 тыс.т.;

Qбал.нач. - начальные балансовые запасы нефти, равные 8618,7 тыс.т.;

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле:

гденакопленная добыча нефти с начала разработки на 01.01.2019 г. равна 1265,4 тыс.т.;

Qбал.нач.- начальные балансовые запасы нефти, равные 4643 тыс.т.

Таким образом, коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

.

Карта остаточных нефтенасыщенных толщин пласта представлена на рисунке 2.20.

Полученный КИН = 0,272 выше фактически достигнутого на 01.01.2019 равного 0,229. Нефтеотдача в промытой зоне ниже утвержденного конечного значения, в связи с высокой расчленённостью пласта, обширные части не охвачены процессом заводнения, и только начинают вовлекаться проблемные зоны в разработку. Проектная величина КИН достигнута и превышена. Это может быть связано с недостаточной изученностью пласта, в связи с чем необходимо уточнение его параметров и пересчет запасов. Также необходимо сравнение значения КИН, полученного по этой методике, с другими. Анализ эффективности разработки по характеристикам вытеснения

Для оценки технологической эффективности реализуемых на пласте систем разработки, в качестве критерия принят КИН при одинаковой степени «промывки» объема пор [13]:

(2.40)

(2.41)

Годовые темпы промывки пласта (Дф) - это отношение годовых отборов жидкости в пластовых условиях от начальных балансовых запасов в пластовых условиях.

Максимальные годовые темпы промывки в основном составляет 3-6% от порового объема. Начало резкого снижения темпов промывки соответствует началу поздней стадии разработки.

Эти типы характеристик вытеснения удобны тем, что используют первичные исходные величины, как отбор жидкости, геологические запасы и коэффициенты пересчета из поверхостных условий в пластовые.

Характеристики на графике отклоняются от теоретической прямой, проложенной между значениями КИН, равному единице (отбор жидкости в количестве одного порового объема). Кривые располагаются в виде веера. По мере отбора жидкости веер расширяется, чем он выше, тем лучше ведется разработка пласта. Нижнее положение занимают объекты со сложным геологическим строением, или с недостаточной эффективностью разработки. На характере кривой сильно сказываются результаты регулирования, то есть те пласты которые регулируются, отличаются постоянным увеличением текущей нефтеотдачи [13].

Для определения конечного КИН строим по вееру продолжение кривой. Такое определение позволяет оценить нефтеотдачу при реализуемой системы разработки.

Используя формулы (2.40) и (2.41) были проведены расчеты, результаты которых сведены в таблицу 2.14 и 2.15, построен график характеристик вытеснения (рисунок 2.21 и 2.22).

Таблица 2.14 - Результаты расчета по характеристикам вытеснения (по годам)

Таблица 2.15- Результаты расчета по характеристикам вытеснения (накопленный)

Выводы: коэффициент подвижности имеет невысокое значение (0,131), при проницаемости равной 0,067 мкм2, нефть с незначительной вязкостью (0,51мПа·с). Значение коэффициента подвижности флюида невысокое, пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. На 01.01.2019 КИН составил 0,229 при темпах отборы равных 0,27. Максимальные годовые темпы промывки в основном составляли не более 2 % от порового объема. Динамика свидетельствует о недостаточной эффективности процесса вытеснения. Спады темпов промывки связаны прежде всего с предельной обводнённостью некоторых скважин и переводом их в систему ППД, а также нарушением герметичности конструкции скважин.

Прогноз показателей разработки и расчет динамики добычи нефти по эмпирической модели Г.С. Камбарова

На последних стадиях разработки нефтяных месторождений в условиях значительной выработки запасов нефти и высокой обводнённости добываемой нефти, когда имеется достаточно данных о накопленной добыче нефти, воды и жидкости, можно использовать эмпирические методики прогноза технологических показателей. Эмпирические методики называют также характеристиками вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая динамику обводнения продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации. Предполагается, что характеристики вытеснения, построенные в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять дальнейшую их экстраполяцию. Все многочисленные эмпирические методики дают хорошие результаты лишь для определённого интервала обводнённости залежи. Поскольку разработка пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения ведётся при обводнённости более 70 процентов, то для прогноза показателей разработки и оценки эффективности существующей системы разработки правомерно использовать методику Г.С. Камбарова [14].

Извлекаемые запасы нефти численно равны коэффициенту А, определяемому по формуле:

;

где: А = Qизв - извлекаемы запасы нефти, тыс.м3.

- накопленная добыча нефти, тыс м3;

- накопленная добыча жидкости, тыс м3.

Для корректности последующих расчетов необходимо сравнить начальные извлекаемые запасы, определенные по методу Камбарова и объемным методом, если они приблизительно совпадают, то расчет будет верен.

1. Рассчитывается годовая добыча нефти в пластовых условиях по годам прогнозного периода при заданном годовом отборе жидкости (выбирается один из годовых отборов жидкости за последние годы, предшествующие периоду прогноза) [14].

;

где - накопленная добыча жидкости за последний год разработки, тыс.м3;

- заданный годовой отбор жидкости, принимается равным годовой добыче жидкости за последний год разработки, тыс м3;

t - порядковый номер года прогнозного периода (1,2,3 и т. д.);

- накопленная добыча нефти за год предшествующий прогнозному (при расчете первого года прогноза принимается равной за последний год разработки), тыс. м3;

В - расчетный коэффициент, определяемый по формуле:

В = А?Qж3 -(Qж3 ?Qн3) . (2.44)

2. Далее рассчитывается добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, м3:

?Qвi = - ?Qнi , (2.45)

где ?Qвi- добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, м3;

?Qнi - годовая добыча нефти за прогнозный год, м3 .

3. Затем определяется среднегодовая обводнённость добываемой жидкости в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, %:

,

где - обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях, %.

4. После этого рассчитываются накопленные отборы нефти, воды и жидкости в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода:

Qнi = Qнi-1 + ДQнi

Qв = Qвi-1 + ДQвi (2.47)

Qжi = Qжi-1 +ДQжi,

где Qнi-1; Qвi-1; Qжi-1 - накопленная добыча соответственно нефти, воды и жидкости за год предшествующий прогнозному (при расчете первого года прогноза принимается равной за последний год разработки).

5. Далее рассчитываются годовые темпы отбора нефти и жидкости от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, %:

.

.

где , - годовые темпы отбора нефти и жидкости от начальных ихвлекаемых запасов,%.

Очевидно, что будет равно для всех лет прогноза.

6. В конце рассчитывается коэффициент текущего нефтеизвлечения по годам прогнозируемого периода:

,

Значение Qбал примем равным значению из подсчёта запасов нефти объёмным методом.

7. Далее все расчеты сводятся в таблицу и проводится их анализ [14]. Исходные данные для расчёта для пласта Д-1 представлены в таблице 2.16.

Таблица 2.16- Данные о текущих и накопленных отборах нефти, воды и жидкости за 2016-2018 гг. для пласта Д-1