Расчет нефтяной залежи

Расчет нефтяной залежи

ВВЕДЕНИЕ

Главной задачей проектирования или анализа разработки нефтяного и газового месторождения является определение основных технико-экономических показателей.

Количественная оценка различных вариантов разработки месторождения позволяет выбрать наиболее эффективный вариант, обеспечивающий максимально возможное извлечение углеводородов из недр при заданном уровне отбора и относительно низких капитальных затратах.

Объем технологических, гидродинамических и экономических расчетов по оценке основных показателей разработки месторождения исключительно велик, а аналитический расчет весьма трудоемок. Поэтому в настоящее время наиболее трудоемкая часть технико-экономических расчетов выполняется на ЭВМ.

Вместе с тем аналитический как обязательный элемент методики обучения является эффективным средством изучения любой дисциплины. Он позволяет студенту глубже усвоить теоретический курс, осмысленно подойти к количественной оценке показателей разработки, понять последовательность технико-экономических расчетов, без чего трудно дать объективную оценку результатам машинного расчета, поскольку в основе любой программы заложены те же самые аналитические формулы и зависимости.

Курсовая работа предназначена помочь студентам при решении комплексной задачи по разработке нефтяного месторождения, правильно и последовательно подойти к количественной оценке некоторых основных показателей разработки нефтяного месторождения.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Дана нефтяная залежь, разрабатываемая на режиме вытеснения нефти водой. За начальный 10-летний период разработки залежь была разбурена основным фондом добывающих скважин и вышла на максимальный годовой уровень добычи жидкости. При этом были уточнены геолого-физические параметры нефтяного пласта и физико-химические характеристики насыщающей данный пласт нефти. По результатам фактического хода разработки в прошедший период можно судить о характере выработки запасов нефти. Требуется выполнить подсчет запасов нефти в залежи и сделать прогнозный расчет годовой добычи нефти на следующие 10 лет (с 11-го по 20-й год) используя кривую выработки извлекаемых запасов залежи-аналога.

Таблица 1 - Данные к расчёту курсовой работы

геологический запас нефть добыча

1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Тепловые методы повышения нефтеотдачи

(закачка в пласт теплоносителей; внутрипластовое горение)

Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, применяют тепловые методы:

закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ;

закачку пара посредством передвижных парогенераторов;

электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок;

непрерывное нагнетание в пласт горючих газов, жидкостей и пара;

тепловые обработки пластов с помощью процессов горения;

термокислотные обработки скважин.

Тепловые (термические) методы воздействия на нефтяные пласты весьма перспективны, особенно при разработке залежей с малой проницаемостью пород, содержащих тяжелые, вязкие нефти. Применение этих методов позволяет достигать высоких коэффициентов нефтеотдачи, а также извлекать нефть из залежей, разработка которых обычными методами невозможна или экономически нецелесообразна.

В результате термического воздействия на пласт происходят сложные физико-химические процессы как в самой нефти, так и в нефтенасыщенных породах. Под действием температуры могут происходить химические превращения углеводородов, называемые пиролизом, в результате которого протекают реакции трех видов: дегидрогенезации, крекинга и конденсации. В пласте также может происходить высоко- и низкотемпературное окисление, термическое расширение, дистилляция, испарение и другие процессы. Породы, образующие коллектор, не являются инертными по отношению к жидким средам, заполняющим поры, и поэтому активно участвуют в процессах термического воздействия на пласт. Порода и отдельные компоненты нефти могут проявлять каталитические свойства, которые способствуют изменению скоростей окислительных реакций при вытеснении нефти методом внутрипластового горения. От состава продуктивных пород и особенно наличия в цементирующем материале монтмориллонитовых глин

зависит степень их набухания при соприкосновении с конденсатом паровой фазы, а следовательно, происходит снижение проницаемости пород и эффективности термического процесса. От состава и свойств пород и насыщающих ее жидкостей зависит ход термического воздействия на нефтяные пласты. Главная особенность механизма нефтеотдачи пластов в результате термического воздействия - отставание теплового фронта от гидродинамического. В результате большая часть тепла остается неиспользованной для извлечения нефти.

В зависимости от параметров закачки рабочих агентов, сетки скважин и физико-геологических характеристик продуктивных пластов по истечении времени наступает динамическое равновесие между вводом в пласт и рассеиванием тепловой энергии в окружающие породы. Движение теплового фронта резко замедляется, в пласте остается значительное количество тепловой энергии, которую нельзя использовать. Поэтому главной задачей проектирования разработки нефтяных месторождений термическими методами является эффективное использование вводимой в пласт или генерируемой непосредственно в пласте тепловой энергии в конкретных геолого-физических условиях.

.2 Закачка в пласт теплоносителей

Для повышения нефтеотдачи целесообразно увеличивать температуру всего нефтяного пласта. Поэтому для более глубокого прогрева пласта через нагнетательные скважины вводят горячий агент (газ, воду, пар), который вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин.

Вода - наиболее часто используемый агент для вытеснения жидкости, обладает замечательным свойством переносить гораздо большее количество тепла, приходящегося на единицу массы, чем любая другая жидкость в том же агрегатном состоянии. В промысловых условиях неоднократно ставились эксперименты по вытеснению нефти какой-либо нагретой жидкостью, водяным паром или непосредственно водой. В результате непрерывного нагнетания теплоносителя (система нагнетательная - добывающая скважина) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи.

Достаточно заметная ее часть теряется из-за тепловых потерь:

когда теплоноситель проходит по участку обсадной трубы скважины, находящейся в верхних слоях грунта;

в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт;

когда повышается температура нефтяного пласта.

Для того чтобы снизить отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода, используют только одну скважину попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной, что позволяет лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим. Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.

Термическое воздействие на нефтяной пласт с помощью теплоносителя способствует выделению нескольких зон по профилю температур или по водонефтенасыщенности, где действуют различные физические механизмы.

Вытеснение нефти нагретой водой. Нагнетаемая в пласт вода охлаждается, контактируя с породой и имеющимися в пласте жидкостями. Различают две основные рабочие зоны, когда процесс вытеснения нефти горячей водой считается достаточно установившимся. Нумерацию зон принято начинать от начала течения в направлении его развития (рисунок 1).

Рисунок 1- Профили водонасыщенности (а) и температуры (б) при одномерном вытеснении нефти горячей водой в отсутствие испарения легких фракций нефти

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определенных условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2.

В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растет, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, расширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижению (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации. В этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородами.

Вытеснение нефти насыщенным водяным паром. Различают три основные зоны, пронумерованные в направлении течения тепло носителя (рисунок 2).

Рисунок 2 - Профиль водонасыщенности (а), температуры (б) и паронасыщенности (в) и при одномерном вытеснении нефтиводяным паром

Зона 1. В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура, близкая к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация). В этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено в результате экспериментального исследования вытеснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рисунок 3). Эта средняя температура является промежуточной между температурами твердого пористого тела и заполняющих его флюидов.

Рисунок 3 - Профили паронасыщенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром: 1 - t = 1 ч; 2 - t = 2 ч

Зона 3. Процессы аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объем единицы массы воды, а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи воды той же температуры и с тем же расходом.

Пароциклическое воздействие на скважину. Этот метод включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторен (рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину: 1 - нагнетание пара; 2 - время ожидания; 3 - добыча нефти

Фаза нагнетания. Развитие процесса в этой фазе, когда пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.

Фаза ожидания. В течение этой фазы скважина закрыта. Привнесенная тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая свое тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания.

Фаза извлечения нефти. Уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень ее добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества - сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть - нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум которой достигается в непосредственной близости от скважины, т. е. в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.

Таким образом, в условиях одинакового давления на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него. По отношению к другим составляющим энергетического баланса можно отметить полное преобразование механической энергии, подведенной к месторождению вместе с паром в процессе конденсации, в тепловую.

Повторение пароциклического воздействия вызывает возрастание добычи нефти от цикла к циклу, прежде всего вследствие постепенного повышения средней температуры вокруг скважины. Уровень добычи нефти начинает снижаться в результате истощения месторождения.

Повышение температуры продуктивных пластов путем нагнетания в них горячего рабочего агента - один из эффективных методов вытеснения нефти и увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти повышенной вязкости. Механизм извлечения нефти из залежи при нагнетании в нее горячего рабочего агента основан на изменении свойств пластовых флюидов в результате повышения температуры пласта. Повышение температуры нефти, воды и породы влечет за собой:

снижение вязкости жидкостей;

тепловое расширение твердого тела и жидкостей;

изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осаждающихся при определенных условиях на стенках коллектора;

изменение смачиваемости.

Как при изотермическом вытеснении нефти водой в пористой среде, так и при различных температурах нефти и воды, влияние температуры на движение фронта и теплообмен заключается:

в снижении вязкостей и изменении отношения подвижностей нефти и воды;

в изменении остаточной нефтенасыщенности и относительной проницаемости;

в тепловом расширении коллектора и заполняющих его жидкостей.

С ростом температуры количество остаточной нефти в пласте уменьшается в результате ее теплового расширения. Повышение температуры может привести к испарению некоторой части нефти и воды в пласте. В этом случае пары нефти будут легко перемещаться к эксплуатационным скважинам. Достигнув не нагретой зоны пласта, они будут конденсироваться, в результате чего при дальнейшем их движении по пласту создается эффект вытеснения.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при его нагревании достигается вследствие:

улучшения коэффициента подвижности нефти;

повышения объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом;

теплового расширения нефти, ее дистилляции;

предотвращения выпадения парафина и перевода выпавшего парафина в растворенное состояние.

1.3 Внутрипластовое горение

Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения заключается в воспламенении нефти в пласте, последующем поддержании горения и передвижении созданного очага горения по пласту.

В отличие от других термических методов он основан на использовании подземных источников энергии. При этом тепло для воздействия на нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой нефти.

Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения. Эти методы позволяют устранить технческие проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.

Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается в нагнетании в скважину окислителя (обычно воздуха) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т. д. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду небольшого размера зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами, ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т. е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс называется прямоточным в отличие от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т. е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, поэтому дальнейшее описание процесса относится только к прямоточному горению.

Перемещение фронта горения вызывается расходом топлива, которое представлено частью нефти, оставшейся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения, в результате сложных физико-химических процессов (дистилляции, крекинга и др.). В итоге сгорают наиболее тяжелые фракции нефти - кокс. Различные геолого-промысловые условия способствуют концентрации кокса 10-40 кг на 1 м3 пласта. Этот важный параметр горения определяют экспериментально в лабораторных условиях. Когда плотность и вязкость нефти увеличиваются, концентрация кокса также увеличивается, а с увеличением проницаемости породы - уменьшается. Установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленно вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. В результате сухого внутрипластового горения (так называется процесс, когда для поддержания горения закачивается только воздух) основная доля генерируемого в пласте тепла (более 80 %) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает положительное влияние на процесс вытеснения из неохваченных горением смежных частей пласта. Возможна переброска тепла в область впереди фронта горения, что может привести к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху.

- зона фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2, 4 - зоны перегретого пара; 3 - зона фронта горения; 5 - зона насыщенного пара; 6 - зона вытеснения нефти горячей водой; 7 - зона вытеснения нефти водой при пластовой температуре; 8 - зона фильтрации нефти при начальных условиях:

Рисунок 5 - Схема процесса влажного горения

В этой связи создается метод, сочетающий внутрипластовое горение и заводнение, который приведет к ускорению теплопереноса и переброске тепла в область впереди фронта горения.

Температурная обстановка в пласте при влажном горении схематично изображена на рисунке 5.

В мировой практике все большее признание получает методвлажного горения. Сущность метода заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода испаряется в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 5). Процесс внутрипластового парогенерирования - одна из важнейших особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов.

Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения - здесь она достигает 370 °C и выше. Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется путем конвективного переноса потоками испарившейся нагнетаемой воды и продуктами горения, а также путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики. Основная доля тепла, перебрасываемого в область впереди фронта горения, концентрируется в зоне насыщенного пара - зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождаются конденсацией пара, а не падением его температуры, а также в переходной температурной зоне - зоне горячей воды, образующейся в результате полной конденсации насыщенного пара.

Впереди переходной зоны располагается область, неохваченная тепловым воздействием и характеризующаяся начальными температурными условиями.

Величина области прогрева пласта впереди фронта горения определяется темпом генерации тепла на фронте горения (темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным фактором. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличивается. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально возможном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практически все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впереди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны.

Картина температурного поля при влажном горении обусловливается в основном генерированием пара на фронте горения и нагреванием этим паром области пласта впереди фронта горения. Не случайно поэтому при влажном горении температурная обстановка впереди фронта горения во многом аналогична нагнетанию в пласт пара (рис. 6).

В процессе влажного горения реализуются те же механизмы вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, а именно механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, механизм смешивающегося вытеснения испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти. Кроме того, поскольку для реализации внутрипластового горения в пласт нагнетаются воздух и вода, проявляется также и механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа, что

создает условия для проявления механизма вытеснения нефти углекислым газом. Этот механизм может существенно усилиться в случае осуществления процесса внутрипластового горения в коллекторах карбонатного типа в связи с появлением дополнительных количеств углекислого газа вследствие термического и химического разложения карбонатов. Углекислый газ вместе с нефтью может образовывать пену, которая оказывает положительное влияние на процесс вытеснения нефти. В процессе горения образуются также ПАВ, альдегиды, кетоны, спирты, что может вызвать проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями.

- зона насыщенного пара; 2 - зона вытеснение нефти горячей водой; 3 - зона вытеснения нефти водой при пластовой температуре; 4 - зона фильтрации нефти при начальных условиях:

Рисунок 6 - Схема вытеснения нефти паром:

Метод влажного горения возможно осуществить на объектах со значительным изменением геолого-физических условий. Возможна разработка месторождений нефти средней и малой вязкости, в том числе после заводнения.

К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся:

необходимость использования мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения;

осуществление мер по предотвращению коррозии оборудования;

возможность проявления гравитационных эффектов и снижение вследствие этого охвата пласта тепловым воздействием.

2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

этап

. Определение начальных геологических запасов нефти G объемным методом.

Геологические запасы нефти в пластовых условиях определяются по формуле:

где: F - площадь залежи внутри контура нефтеносности, м2

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - открытая пористость пласта-коллектора, доли единиц

Кнеф - коэффициент нефтенасыщенности коллектора, показывающий какую долю порового объема пласта занимает нефть, доли единицы

где: Sсвяз.вод - связанная или начальная водонасыщенность, показывающая, какую долю порового объема нефтенасыщенного пласта занимает вода, оставшаяся в порах в процессе формирования нефтяной залежи. определяется по лабораторному изучению керна и геологическим исследованиями скважины.

. Определение конечного коэффициента нефтеизвлечения КНИ:

, (

где: Кохв - коэффициент охвата залежи заводнением. Показывает, какая доля нефтенасыщенного объема залежи подвергается вторжению воды.

Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой. Определяется при многократной промывке керна водой в лабораторных условиях. Характеризует процесс вытеснения нефти из пор коллектора.

. Определение начальных извлекаемых запасов нефти НИЗ.

Начальные извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях:

. Перевод величин начальных и извлекаемых запасов из пластовых условий в поверхностные и из объемных единиц в весовые.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти на поверхности называется объемным коэффициентом нефти:

Запасы нефти в поверхностных условиях в тыс. тонн:

, (

Начальные извлекаемые запасы в поверхностных условиях в тыс.тонн:

этап

. Определение фактической годовой добычи жидкости Qжид по заданным годовым темпам отбора от НИЗ.

Годовая добыча жидкости:

где: Zжn - годовой темп отбора жидкости от начальных извлекаемых запасов, %;

n - год разработки.

, (

2. Определение фактической годовой добычи воды Qвод по заданной среднегодовой обводнённости добываемой жидкости.

Годовая добыча воды:

где: %водыn - среднегодовая обводнённость добываемой жидкости, %;

n - год разработки.

, (

3. Определение фактической годовой добычи нефти Qнеф.

Годовая добыча нефти:

где: n - год разработки.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

4. Определение фактической накопленной добычи нефти ΣQнеф на конец каждого года разработки

Накопленная добыча нефти:

,

.

где: n - год разработки

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

5. Определение фактических долей отобранных начальных извлекаемых запасов %НИЗ на конец каждого года разработки:

, (

где: n - год разработки.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

6. Определение фактических годовых темпов отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (Zн%НИЗ) на конец каждого года разработки

,

где: n - год разработки.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Таблица 2 - Сводная таблица результатов расчета на 1 и 2 этапе

этап

Определять годовую добычу нефти будем расчетно-графическим способом методом последовательного приближения по кривой выработки начальных извлекаемых запасов.

Расчеты будем проводить исходя из условия сохранения в течение прогнозного периода достигнутых максимальных годовых отборов жидкости: Qжид11 = Qжид12 = …. = Qжид20 = Qmax.жид.

Для всех вариантов максимальный темп отбора жидкости от начальных извлекаемых запасов (Zmax.жид%НИЗ) = 7,2%, отсюда:

,

.

, (

. Для определения прогнозной годовой добычи нефти в 11-ом году разработки будем идти следующими шагами приближения.

Первый шаг

а) Примем условно, что в 11-ом году добыча нефти по сравнению с 10-ым годом не изменится, то есть

 и

б) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти на конец 11-го года:

в) определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Второй шаг

а) Примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность:  (из 1-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

г) Определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Третий шаг

а) Примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность:  (из 2-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

,

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

г) Определим долю отобранных НИЗ:

,

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Четвёртый шаг

а) Примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность:  (из 3-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

, (

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

, (

г) Определим долю отобранных НИЗ:

, (

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Пятый шаг

а) Примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность:  (из 4-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

, (

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

, (

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

, (

г) Определим долю отобранных НИЗ:

, (

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

При этом, согласно кривой «А» (см. приложение А), среднегодовая обводненность должна составить %воды511 = 24,3%, что совпадает с условием (а) на 5 шаге.

Таким образом, мы методом последовательного приближения установили, что расчетные показатели разработки в 11-ом прогнозном году составили:

Qжид11 = 310,48 тыс.т

Qвод11 = 75,46 тыс.т

Qнеф11 = 235,02 тыс.т

%воды11 = 24,3%

%НИЗ11 = 54,1%

. Для определения прогнозной годовой добычи нефти в 12-ом году разработки будем идти следующими шагами приближения.

Первый шаг

а) Примем условно, что в 12-ом году добыча нефти по сравнению с 11-ым годом не изменится, то есть

 и

,; (

б) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти на конец 12-го года:

, (

в) определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Второй шаг

а) Примем условно, что в 12-ом году среднегодовая обводненность:  (из 1-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

г) Определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Третий шаг

а) Примем условно, что в 12-ом году среднегодовая обводненность:  (из 2-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

г) Определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Четвёртый шаг

а) Примем условно, что в 12-ом году среднегодовая обводненность:  (из 3-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

г) Определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (приложение А), среднегодовая обводненность должна составить: .

Пятый шаг

а) Примем условно, что в 12-ом году среднегодовая обводненность:  (из 4-го шага).

Определим годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:

б) Определяем соответствующую годовую добычу нефти:

в) Определим, какая при это будет накопленная добыча нефти

г) Определим долю отобранных НИЗ:

При этом, согласно кривой «А» (см. приложение А), среднегодовая обводненность должна составить %воды512 = 33,4%, что совпадает с условием (а) на 5 шаге.

Таким образом, мы методом последовательного приближения установили, что расчетные показатели разработки в 11-ом прогнозном году составили:

Qжид12 = 310,48 тыс.т

Qвод12 = 103,7 тыс.т

Qнеф11 = 208,78 тыс.т

%воды11 = 33,4%

%НИЗ11 = 58,9%

Аналогично проведём расчёты для 13-20-ых лет разработки, конечные результаты представим в таблице 4.

Таблица 3

Пошаговый расчет добычи нефти для 11 и 12 годов разработки

Таблица 4

Результаты расчетов прогнозных показателей разработки на период с 11 по 20 год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе проделанной работы были определены балансовые и извлекаемые запасы, коэффициент нефтеизвлечения (первый этап); фактические годовые отборы воды, нефти и жидкости в период с 1-го по 10-ый года разработки, суммарная добыча нефти (второй этап); методом последовательных приближений рассчитана годовая добыча воды и нефти на период с 11-го по 20-й года (третий этап).

Исследуя показатели добычи, в частности процент обводнённости и коэффициент нефтеотдачи, следует отметить, что исследуемая залежь за 20 лет эксплуатации прошла все 4 этапа разработки. На первом этапе разработки обводнённость практически нулевая (0-3,3%, первые 7 лет разработки), на 2-ом этапе обводнённость приближается к 25%, коэффициент нефтеотдачи к 50% (до 12 года разработки), на третьем этапе резкий рост обводнённости, примерно по 7% в год (по 15-ый год разработки), на четвёртом этапе рост обводнённости незначительный, приближённо по 2% в год.

ЛИТЕРАТУРА

1.       Жданов М.А. Методы подсчета подземных запасов нефти и газа / М.А. Жданов. - М.: Госгеолиздат., 1952 - 254с.

2.      Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1983. - 562 с.

3.       Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990 - 484 с.

4.      Базлов М.Н. Технология и техника добычи нефти и газа/ М.Н. Базлов. - М.: Недра, 1971 - 504 с.

.        Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1986 - 315 с.

Приложение А

Кривые выработки начальных извлекаемых запасов нефти