Расчет показателей разработки неоднородного объекта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой при внутриконтурном заводнении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений»

РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ОБЪЕКТА ПРИ ПОРШНЕВОМ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

1 Дисциплина Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений

2 Вид работы курсовой проект

3 Тема работы Расчет показателей разработки неоднородного объекта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой при внутриконтурном заводнении

4 Срок сдачи законченной работы ___________________________

5 Исходные данные к выполнению работы учебная литература, правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, руководящие документы

6 Объем расчетно-пояснительной записки 40-45 листов формата А4

7 Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке)

1 Задачи и методы проектирования разработки месторождения. Применение цифровых геолого-фильтрационных моделей для проектирования разработки месторождений нефти.

2 Основы теории поршневого вытеснения нефти водой.

3 Расчет технологических показателей разработки на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой при семиточечной системе заводнения (задача 3.8К [1], в которой 30 104 м2 ,0,25 мкм2, у=0,5, 16м, 0,22 долей ед., 0,1 долей ед., 3,6 мПас, 1,8 мПас, 0,45 долей ед., 1 долей ед., 0,5 долей ед., 5 лет, 100 , 2,0 МПа, 0,85 долей ед., 15 лет, логарифмически нормальный закон распределения абсолютной проницаемости)

8 Объем и перечень иллюстрационно-графического материала (обязательных чертежей, плакатов, макетов, эскизов и др.) 1 Система разработки объекта. 2 Модель разработки объекта.

3 Результаты проектирования разработки объекта. 4 Динамика показателей разработки объекта

9 Список рекомендуемой литературы

1 Сборник задач по разработке нефтяных месторождений для вузов/ Ю.П. Желтов и др. - М.: Недра, 1985. - 296 с.

2 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учеб. для вузов/ Ю.П. Желтов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1998. - 365 с.

3 Вентцель Е.С. Теория вероятностей: учеб. для втузов. - 3-е изд., испр. - М.: Наука, 1964. - 576 с.

4 Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Министерство природных ресурсов России. - М., 2007. - 95 с.

5 Руководство по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья/ Министерство природных ресурсов России. - М., 2006. - 145 с.

6 Учеб.-метод. пособие к курсовому проектированию по курсу «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений/ сост. О.А. Грезина. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - 34 с.

Задание выдал:

Руководитель __________ _________________ Дата выдачи задания _______ (подпись) (инициалы, фамилия)

Задание получил:

Студент ________ _____________________ Дата получения задания ___________ (подпись) (инициалы, фамилия)

Содержание

Введение

1. Задачи и методы проектирования разработки месторождения. Применение цифровых геолого-фильтрационных моделей для проектирования разработки месторождений нефти

2. Основы теории поршневого вытеснения нефти водой

3. Расчет технологических показателей разработки на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой при четырехточечной системе заводнения

3.1 Постановка задачи

3.2 Расчет показателей разработки месторождения

3.3 Расчет показателей разработки месторождения

Заключение

Список использованных источников

Введение

Разработкой нефтяных месторождений называют осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Этот процесс включает разбуривание месторождений и выработку запасов нефти и газа.

Одним из главных достижений в теории разработки нефтяных и газовых месторождений было установление основных сил, движущих нефть и газ к забоям скважин, т. е. основание учения о режимах нефтяных и газовых месторождений.

Целью проекта является аналитический расчет показателей разработки нефтяной залежи при искусственном водонапорном режиме на основе модели поршневого вытеснения нефти водой при внутриконтурном заводнении.

Для достижения цели должны быть решены следующие задачи:

- рассмотрение методических основ проектирования разработки нефтяных месторождений, в том числе с использованием цифровых геолого-фильтрационных моделей;

- подсчет запасов нефти абстрактного объекта с заданной геолого-физической характеристикой,

- определение параметров заданной системы разработки объекта;

- расчет основных технологических показателей разработки объекта, в том числе темпа и степени извлечения запасов нефти;

-рассмотрение влияния геолого-технологических параметров (проницаемости и степени неоднородности пласта, вязкости нефти, плотности сетки скважин, объема закачки воды и др.) на результаты разработки.

1. Задачи и методы проектирования разработки месторождения. Применение цифровых геолого-фильтрационных моделей для проектирования разработки месторождений нефти

Основными задачами проектирования разработки месторождения является выбор системы разработки и расчет соответствующих ей показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

Процесс разработки конкретного нефтяного месторождения однократен и непосредственному наблюдению «доступен» только в ограниченном числе скважин-точек. Это обусловило развитие методов его моделирования, как непрямых, опосредствованных методов научного исследования. Моделирование, и как результат, модель процесса обеспечивают возможность при сравнительно небольших затратах в короткие сроки многократно (многовариантно) «проиграть» медленно протекающие процессы разработки в различных технологических условиях и тем самым выбрать рациональную технологию. При создании моделей процесса разработки нефтяных месторождений моделируют геолого-физические свойства пласта, его геометрическую форму, флюиды и процесс извлечения нефти и газа из недр.

Различают физическое и математическое моделирования. При физическом моделировании на модели, представляющей по существу натурный или масштабно уменьшенный образец оригинала (лабораторную, пилотную установки), Воспроизводят и исследуют процессы, качественно одинаковые с процессами, протекающими в реальном объекте, В связи с трудностью создания полного подобия пласта и измерения параметров гидравлические модели нефтяных пластов не нашли применения, хотя фи-зическое моделирование отдельных элементов процесса разработки незаменимо (например, вытеснение нефти водой). Математическое моделирование заключается в исследовании процессов путем построения и решения системы математических уравнений, относящихся к собственно процессу и краевым условиям.

Математическая модель процесса разработки нефтяного месторождения составляют совместно модель пласта и модель процесса извлечения нефти. В настоящее время применяют модели: однородного по параметрам пласта, слоисто-неоднородного пласта, зонально-неоднородного пласта, трещиноватого и трещиновато-пористого пластов. С учетом представления флюидов математическая модель процесса извлечения нефти может быть одно-, двух- или трёхфазной. Отсюда еще при вытеснении, например, нефти водой различают модели поршневого и непоршневого вытеснения [1].

Геологическая и фильтрационная модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, в сочетании с базой геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации, называются постоянно-действующей геолого-технологической моделью объекта (ПДГТМ). Она является основой для регулирования и оптимизации его разработки. Базы данных постоянно-действующей модели непрерывно пополняются как за счет данных по вновь бурящимся скважинам, так и за счет новых данных гидродинамических и других исследований и истории разработки. На основе этого периодически (не реже 1 раза в год) уточняется геологическая и фильтрационная модель объекта, составляется прогноз технологических показателей при существующей системе разработки, формируются варианты совершенствования и оптимизации разработки в рамках уточненной модели объекта, рассчитываются прогнозные показатели разработки для усовершенствованных вариантов и на этой основе геологической службой нефтегазодобывающего предприятия и объединения составляется план мероприятий по управлению разработкой.

Применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей является одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов. ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки. Цифровые геологические и фильтрационные модели должны создаваться с помощью программных пакетов, апробированных в отечественной и иностранной нефтяной промышленности. В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).

Постоянно-действующие модели становятся в руках технологов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:

- целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;

- обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТКР.

Вследствие этих очевидных достоинств ПДГТМ являются важнейшим компонентом научно-технического прогресса в отраслях нефтегазового комплекса. По этой причине необходимость их создания будет специально оговариваться в лицензионных соглашениях на разработку месторождений.[2,3]

2. Основы теории поршневого вытеснения нефти водой

Показатели, близкие к реальным, получают в ряде случаев при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой из слоистого пласта [4]. Поршневое вытеснение нефти - это идеальный случай вытеснения нефти, когда между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади - только вода.

Прежде всего, рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя толщиной hi и длиной l, пористостью mi , проницаемостью ki

Пусть давление воды, входящий слева в пропласток равно p1 , а давление воды на выходе из него p2. Будем считать, что в течение всего процесса из слоя перепад давления постоянным. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность остается постоянной, равной sн.ост.. Согласно рисунку 2.1, фронт вытеснения занимает в момент времени t положение xвi=xвi(t). Ширина пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном плоскости чертежа рисунка 2.1, равна ширине всего пласта, составляет b. При постоянном перепаде давления на выходе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды qi будет, изменяется со временем.

Предположим, что в заводненной зоне, т.е. при , связанная с начальной насыщенностью sсв полностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно смотрите рисунок 2.1, заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды Qвзi, вошедший в область пропластка при , можно определить по формуле:

Дифференцируя это выражение по времени t, получи следующую формулу для расхода воды, поступающий в i-й пропласток:

С другой стороны согласно общему закону Дарси, т.е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют kфв=kвk, kфн=kнk, получим для расхода воды следующее выражение:

,

где µв - вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода - несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому, аналогично по формуле (2.3), можно написать для дебита нефти, получаемой из того же I-го пропластка, выражение:

Из выражения (2.3) и (2.4), исключая из них давление рвi на фронте вытеснения, получим:

.

Приравнивая (2.4) и (2.5), получим следующее дифференциальное уравнение относительно xвi(t):

Интегрируя и учитывая, что xвi = 0 при t = 0, приходим к следующему квадратному уравнению относительно xвi .

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения xвi в пропластке с проницаемостью k в любой момент времени:

Для того, чтобы получить формулу для определения времени t* обводнения i-го пропластка с проницаемостью k*, предположим в формуле (2.8) xвi=l



Из формулы следует, что пропласток большой проницаемости обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта. месторождение нефть поршневый вытеснение

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки пласта в один «штабель», причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно, начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого «штабеля» расположен пропласток с сомой большой проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину пропластков, проницаемость самого проницаемого из которых не ниже, чем некоторое значение, равное k, можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

где h - общая толщина всех пропластков в «штабеле».

Формулу (10) можно представить в дифференциальном виде, т.е. через плотность распределения, следующим образом:

Здесь f(k) - плотность вероятностно-статического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной h и проницаемостью k поступает вода с расходом q. Тогда из формул (2.5) и (2.8)

С учетом (2.11) из (2.12), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс i, найдем:

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается - из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов условно принимают, что в слоисто-неоднородных пластах могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом к моменту времени t=t*, когда обводняться все слои с проницаемостью, можно добывать нефти лишь из слоев с проницаемостью . В соответствии со сказанным для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе получим следующее выражение:

Дебит воды qв(t) можно определить также с учетом указанных соображений по формуле:



С помощью приведенных формул можно, задаваясь последовательно значениями времени t=t*, по (2.9) определять k*. Затем, предполагая, что плотность вероятно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, можно определить, проинтегрировав (2.14) и (2.15), qн., qв и q = qж = qн + qв.

Проведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение своего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же заданно условие постоянства расхода qвз закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а также перепада давления, который в данном случае будет изменяться, с течением времени. Если qвз=сonst, справедливы формулы (2.6) и (2.5), следует при этом учитывать, что перепад давления - функция времени, т.е. .

,

Из формулы (2.5), если ее записать относительно дифференциалов расхода q и толщины пласта h, с учетом (2.16) получим:

Как и в случае постоянного перепада давления, при постоянном расходе закачиваемой в слоистый пласт воды к некоторому моменту времени t=t* часть слоев окажется полностью обводненной и из них будет добываться только вода, из другой же части будут добывать безводную нефть. Поэтому полный расход закачиваемой во всю толу слоистого пласта воды qвз можно определить в результате интегрирования выражения (2.17) и прибавляя к правой его части интеграла, учитывающего приток воды из обводнившихся слоев.[4,5] Имеем

3. Расчет технологических показателей разработки на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой при четырехточечной системе заводнения

3.1 Постановка задачи

При разработке нефтяного месторождения, имеющего площадь нефтеносности , использовано площадное заводнение при семиточечной схеме расположения скважин. Расстояние между двумя добывающими или между добывающей и нагнетательной скважинами . Радиус нагнетательной скважины .

Продуктивный пласт неоднородный по толщине, и его можно представить моделью слоисто-неоднородного пласта. Плотность распределения абсолютной проницаемости соответствует логарифмически нормальному закону. При этом, , . Общая толщина пласта , а толщина пропластков, вовлекаемых в разработку, . Пористость нефтенасыщенных пород , вязкость нефти в пластовых условиях , вязкость воды . Насыщенность пласта связанной водой . Вытеснение нефти водой происходит поршневым способом, при этом для всех пропластков , , , так что . Перепад давления между нагнетательной скважиной и контуром отбора составляет .

Скорость ввода элементов в разработку - 20 элементов в год, срок ввода месторождения в разработку - 5 лет. Таким образом, всего в разработку вводится 100 элементов.

Требуется определить изменение в течение 15 лет следующих показателей:

1. Добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для этого элемента разработки.

2. Добычи нефти, воды и текущий нефтеотдачи для месторождения в целом [5,6].

3.2 Расчет показателей разработки месторождения

Расчет показателей разработки элемента системы осуществляется в следующем порядке. Вначале по формуле (3.1) определяем параметр .

,

где пористость нефтенасыщенных пород; 0,000208213

остаточная нефтенасыщенность;

насыщенность связанной водой;

вязкость нефти в пластовых условиях, ;

радиус нагнетательной скважины, ;

перепад давления между нагнетательной скважиной и контуром отбора, ;

относительная проницаемость нефти.

При обводнятся прослои, имеющие проницаемость , равную или превышающую:

Определяем параметр по формуле:

По справочнику [2] определяем интеграл вероятностей , тогда по формуле имеем:

Определим текущие дебиты нефти и воды, добываемых из элемента системы, по формулам:

где текущая дебит нефти из элемента системы, ;

толщина пропластков вовлеченных в разработку,

где текущая дебит воды из элемента системы, ;

относительная проницаемость воды;

вязкость воды в пластовых условиях, .

Определим дебит жидкости, извлекаемой из элемента или закачиваемой в него, суммированием и :

Чтобы определить изменение во времени текущей нефтеотдачи элемента , определяют накопленную добычу нефти в элементе по формуле (3.6)

Qнэ=(144,506+143,431+137,008+123,178)*365=200064,66 м3/сут

и затем делят ее на объем пор охваченных вытеснением. Объем пор охваченных вытеснением в элементе можно определить по формуле:



Текущая нефтеотдача элемента составит:

Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, дебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости, накопленной добычи нефти, обводненности продукции, а так же текущей нефтеотдачи нефти для элемента приведены в таблице 3.1. Динамика обводненности жидкости и коэффициента нефтеизвлечения для элемента семиточечной системы заводнения приведена на рисунке 3.1.

Динамика дебита нефти, воды и жидкости для элемента семиточечной системы заводнения представлена на рисунке 3.2.

Таблица 3.1 - Результаты вычисления показателей разработки элемента системы разработки при семиточечной системе заводнения

t, годы	k*, м^2	x	erf x	Vэ(t)	qнэ, м^3/сут	qвэ, м^3/сут	qжэ, м^3/сут	?qнэ, м^3/сут	?qнэ, м^3/год	зэ
1	2,16928E-12	2,70	0,99987	0,00006	144,506	0,009	144,52	144,51	52744,62	0,06
2	1,08464E-12	1,72	0,985	0,008	143,431	1,084	144,52	287,94	105097,07	0,11
3	7,23093E-13	1,15	0,8961	0,052	137,008	7,508	144,52	424,94	155104,86	0,16
4	5,4232E-13	0,74	0,7047	0,148	123,178	21,338	144,52	548,12	200064,66	0,21
5	4,33856E-13	0,43	0,4569	0,272	105,272	39,243	144,52	653,39	238488,98	0,25
6	3,61547E-13	0,17	0,19	0,405	85,987	58,529	144,52	739,38	269874,07	0,28
7	3,09897E-13	-0,05	-0,05637	0,528	68,184	76,331	144,52	807,57	294761,40	0,31
8	2,7116E-13	-0,24	-0,2657	0,633	53,059	91,456	144,52	860,62	314127,84	0,33
9	2,41031E-13	-0,41	-0,438	0,719	40,609	103,906	144,52	901,23	328950,05	0,35
10	2,16928E-13	-0,55	-0,5633	0,782	31,555	112,960	144,52	932,79	340467,58	0,36
11	1,97207E-13	-0,69	-0,6708	0,835	23,787	120,728	144,52	956,58	349149,91	0,37
12	1,80773E-13	-0,81	-0,748	0,874	18,209	126,306	144,52	974,78	355796,17	0,37
13	1,66868E-13	-0,93	-0,8116	0,906	13,613	130,902	144,52	988,40	360765,04	0,38
14	1,54949E-13	-1,03	-0,8548	0,927	10,492	134,023	144,52	998,89	364594,54	0,38
15	1,44619E-13	-1,13	-0,89	0,945	7,948	136,567	144,52	1006,84	367495,69	0,39

Рисунок 3.1 - Динамика обводненности продукции и коэффициента нефтеизвлечения для элемента семиточечной системы заводнения

Рисунок 3.2 - Динамика дебита нефти, воды и жидкости для элемента семиточечной системы заводнения

3.3 Расчет показателей разработки месторождения

Согласно плану разбуривания и обустройства месторождение вводится в эксплуатацию в течение 15 лет. За это время в эксплуатацию передается 100 элементов. Следовательно в год будет вводится по 20 элементов. Для простоты считаем, что добыча нефти разбуриваемых и обустраиваемых элементов будет происходить с начала года.

Текущие дебиты нефти и воды по месторождению можно определить по следующим формулам:

Определим дебит жидкости, извлекаемой из месторождения суммированием и :

Накопленная добыча нефти:

Qнм = 1054,89 + 2101,94 + 3102,10 + 4001,29 = 10260,22 тыс.м3

Обводненность добываемой из слоистого пласта продукции:

Текущая нефтеотдача месторождения составит:

Изменение во времени добычи нефти и воды по месторождению при семиточечной системе заводнения приведены в таблицах 3.2 и 3.3.

Результаты расчета показателей разработки месторождения при семиточечной системе заводнения сведены в таблицу 3.4.

Динамика числа добывающих и нагнетательных скважин, общего числа скважин для месторождения при семиточечной системе заводнения представлена на рисунке 3.3.

Динамика текущей добычи нефти, воды, жидкости для месторождения при семиточечной системе заводнения представлена на рисунке 3.4.

Таблица 3.2 - Изменение во времени добычи нефти по месторождению

t, годы	Добыча нефти (м^3/сут) по группам элементов	Добыча нефти из месторождения м^3/сут
	1	2	3	4	5
1	2890,12	-	-	-	-	2890,12
2	2868,63	2890,12	-	-	-	5758,74
3	2740,15	2868,63	2890,12	-	-	8498,90
4	2463,55	2740,15	2868,63	2890,12	-	10962,45
5	2105,44	2463,55	2740,15	2868,63	2890,12	13067,89
6	1719,73	2105,44	2463,55	2740,15	2868,63	11897,50
7	1363,69	1719,73	2105,44	2463,55	2740,15	10392,57
8	1061,18	1363,69	1719,73	2105,44	2463,55	8713,59
9	812,18	1061,18	1363,69	1719,73	2105,44	7062,21
10	631,10	812,18	1061,18	1363,69	1719,73	5587,87
11	475,74	631,10	812,18	1061,18	1363,69	4343,88
12	364,18	475,74	631,10	812,18	1061,18	3344,37
13	272,27	364,18	475,74	631,10	812,18	2555,46
14	209,84	272,27	364,18	475,74	631,10	1953,12
15	158,97	209,84	272,27	364,18	475,74	1480,99

Таблица 3.3 - Изменение во времени добычи воды по месторождению

t, годы	Добыча воды (м^3/сут) по группам элементов	Добыча воды из месторождения м^3/сут
	1	2	3	4	5
1	0,19	-	-	-	-	0,19
2	21,68	0,19	-	-	-	21,87
3	150,15	21,68	0,19	-	-	172,02
4	426,75	150,15	21,68	0,19	-	598,77
5	784,86	426,75	150,15	21,68	0,19	1383,63
6	1170,57	784,86	426,75	150,15	21,68	2554,02
7	1526,62	1170,57	784,86	426,75	150,15	4058,96
8	1829,13	1526,62	1170,57	784,86	426,75	5737,93
9	2078,13	1829,13	1526,62	1170,57	784,86	7389,31
10	2259,21	2078,13	1829,13	1526,62	1170,57	8863,65
11	2414,56	2259,21	2078,13	1829,13	1526,62	10107,64
12	2526,13	2414,56	2259,21	2078,13	1829,13	11107,15
13	2618,04	2526,13	2414,56	2259,21	2078,13	11896,06
14	2680,47	2618,04	2526,13	2414,56	2259,21	12498,40
15	2731,34	2680,47	2618,04	2526,13	2414,56	12970,53

Рисунок 3.3 - Динамика числа добывающих и нагнетательных скважин, общего числа скважин для месторождения при семиточечной системе заводнения



Рисунок 3.4 - Динамика текущей добычи нефти, воды, жидкости для месторождения при семиточечной системе заводнения

Заключение

Проведены технологические расчеты для семиточечной системы заводнения при расстоянии между добывающими и нагнетательными скважинами 309,10 м. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин в элементе системы заводнения 1:2. Плотность сетки скважин - 300000 м2/скв . Режим разработки - жесткий водонапорный.

Расчеты выполнены для модели слоисто-неоднородного пласта. Абсолютная проницаемость распределяется по логарифмически-нормальному закону, средняя проницаемость 0,25 мкм2, пористость 0,22, нефтенасыщенная толщина 13,6 м, начальная нефтенасыщенность 0,10. Вязкость нефти в пластовых условиях 3,6 мПас, вязкость воды 1,8 мПас.

Прогноз выполнен на 15 лет с использованием модели поршневого вытеснения нефти водой. Количество проектных скважин 150, из них 100 добывающих и 50 нагнетательных. Порядок ввода скважин: по 30 скважин, в течение 5 лет. Разность давлений между линиями нагнетания и отбора равна 2,0 МПа

Из полученных результатов следует, что для месторождения максимальная текущая добыча нефти будет достигнута на 5 год, накопленная добыча нефти к концу расчетного срока составит 36 млн т. Максимальный средний дебит скважин составит: по нефти 72,3 т/сут, по жидкости 72,3 т/сут. К концу расчетного срока средняя обводненность жидкости достигнет 89,75%, действующий фонд - 150 скважин, коэффициент нефтеизвлечения - 44,51%.

Список использованных источников

1 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1990. - 427 c.

2 Руководство по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья/ Министерство природных ресурсов России. - М., 2006. - 145 с.

3 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39-007-96/ Минтопэнерго РФ. - 1996. - 202 с.

4 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1986. - 332 с.

5 Учеб.-метод. пособие к курсовому проектированию по курсу «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений/ сост. О.А. Грезина. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. - 34 с.

6 Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов / Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин, В. М. Зайцев. - М.: Недра, 1985. - 296 с.

Размещено на Allbest.ru

...