- •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
Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
-
Подвижные запасы нефти
(8)
где Qб – балансовые запасы нефти; К1 – коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:
, (8*)
где a - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;
S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км2;
К2 – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.
-
Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:
(9)
-
Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
(10)
где
; (11)
;
А2 – предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); 0 – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в раз и по плотности в раз ( - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях – см. табл. 16).
-
Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кз) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)
(12)
где
(13)
(14)
-
Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения
(15)
-
Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:
(16)
. (17)
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:
(18)
-
Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости
(19)
а нефтеизвлечение пластов
(20)
Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Площадь с общим числом скважин разбуривается и разрабатывается при фиксированных условиях, создававших в конце третьей стадии, и расчет ведется по следующим формулам
-
Текущий дебит нефти и жидкости.
На первой стадии текущий дебит нефти
, (21)
где t – годы,
nt0 – число действующих скважин в t-м году;
; (22)
ntб – число пробуренных скважин в t-м году;
- общее число пробуренных скважин до t-го года.
Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:
(23)
На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:
Текущий амплитудный дебит при qt0 qм0 (в нашем случае qм0=3,352 млн.т/год)
(24)
Расчетный текущий дебит жидкости:
(25)
На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .