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

Министерство образования республики Беларусь

Учреждение образования

«Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины»

Геолого-географический факультет

Кафедра геологии и разведки полезных ископаемых

КУРСОВАЯ РАБОТА

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

Исполнитель: студент группы РВ-51 ДАЙМИНСКИЙ А.В.

Руководитель: старший преподаватель ВЕРУТИН М.Г.

Гомель

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Краткая геолого-геофизическая характеристика месторождения

.1 Характеристика геологического строения

.2 Нефтеносность

. Методика расчета коэффициента нефтеизвлечения

.1 Оценка нефтеизвлечения на естественном режиме истощения

.2 Методы расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

. Результаты расчета коэффициента нефтеизвлечения различными методами при разных режимах эксплуатации

.1 Результаты оценки нефтеизвлечения на естественном режиме истощения

.2 Результаты расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Данная курсовая работа была выполнена исходя из выданного задания.

Целью и задачей курсовой работы было необходимость изучения методики расчета коэффициента нефтеизвлечения Задоно-Елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения.

В качестве фактического материала был выдан отчет по преддипломной практике «Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения Задонско-Елецкой залежи, Ново-Давыдовского месторождения к окончательному подсчету запасов нефти».

В отчете дано технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения по Ново-Давыдовскому нефтяному месторождению, завершенному детальной разведкой и введенному в пробную эксплуатацию.

Основной задачей курсовой работы стало изучение методики коэффициента нефтеизвлечения различными методами при разных режимах эксплуатации Ново-Давыдовского нефтяного месторождения.

По состоянию на 01.04.2001 г. по Ново-Давыдовскому месторождению в целом накоплен обширный геолого-промысловый материал для объективной оценки его добывных возможностей. Важнейший показатель этих возможностей - коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по задонско-елецкой залежи - определен на основании всесторонних комплексных исследований при повариантных технико-экономических расчетах. Коэффициент нефтеизвлечения по месторождению оценен в 0,361ед. на режиме эффективного заводнения.

Впервые в практике оценки промышленных кондиций нефтяных месторождений использована разработанная авторами математическая модель.

Ново-Давыдовское нефтяное месторождение расположено в центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий - главной зоны нефтенакоплений Припятского прогиба. С севера, запада и юга оно граничит с Мармовичским месторождением нефти, а с востока - с Давыдовским месторождением.

В административном отношении Ново-Давыдовское нефтяное месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь, в 25 километрах юго-западнее города Светлогорска, в 50 километрах севернее г. Мозыря и в 85 километрах северо-западнее от областного центра - г. Гомеля (рис. 1).

По физико-географическим условиям местности рассматриваемая территория относится к Полесской низменности и представляет собой слабо всхолмленную заболоченную равнину, значительная часть которой покрыта хвойными и лиственными лесами с абсолютными отметками рельефа +110...+140 м. Гидрографическая сеть представлена мелководной рекой Ипой - левым притоком реки Припять и гидромелиоративными каналами.

Наиболее крупными населенными пунктами района являются города: Гомель, Речица, Мозырь, Калинковичи, Светлогорск, где сосредоточено большое количество различных промышленных предприятий. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются городские поселки Озаричи, Сосновый Бор, Октябрьский и другие. Города и крупные населенные пункты связаны между собой шоссейными дорогами. В непосредственной близости от месторождения проходит асфальтированная дорога Калинковичи-Озаричи-Паричи. Железная дорога соединяет города Калинковичи-Светлогорск с ближайшей к месторождению железнодорожной станцией Сосновый Бор (рис. 1). Месторождение находится в центре построенных систем нефтегазодобычи.

Ново-Давыдовская структура выявлена по межсолевым отложениям в 1987 году в результате проведения тематических исследований партией по подсчету запасов нефти треста «Белнефтегазразведка» (авт. Л.М. Ланкуть).

В поисковое бурение введена в 1994 году и в этом же году скважиной 107, расположенной в восточной части структуры, открыто Ново-Давыдовское месторождение с нефтяной залежью в задонско-елецких отложениях. В 1995 году скважиной 110 доказана промышленная нефтеносность подсолевых (воронежских) отложений, а в 1996 году в скважине 111 получены промышленные притоки нефти из нижней части задонского горизонта (задонская залежь).

Всего за 1994-2000 г.г. на площади пробурено девять поисково-разведочных скважин (скважины 107, 110, 111, 112, 114, 115, 116, 119 и 122). Все скважины, за исключением 115, 116 и 122, оказались продуктивными по задонско-елецкой залежи, а скважины 111 и 110 - соответственно по задонскому и воронежскому горизонтам. В скважине 115 при опробовании ИП задонско-елецких отложений в процессе бурения притоков нефти не получено (под ЗПК - разгазированный раствор), однако при комплексном изучении в разрезе скважины выделены нефтенасыщенные пласты-коллекторы. Скважина 116, заложенная в восточной части площади, оказалась пробуренной в зоне оперяющего разлома, и из петриковских отложений основной части Ново-Давыдовской структуры вошла в законтурную часть елецких отложений нового восточного блока, что способствовало наиболее достоверному трассированию восточного ограничения основной части Ново-Давыдовского месторождения. Скважина 122 оказалась пробуренной в законтурной части восточного блока структуры. Стоимость геологоразведочных работ составила 4,920 млн. руб.

Сведения о состоянии скважин на 01.04.2001 г. приведены в таблице 1.

В процессе проведения поисково-разведочных работ в 1996-2000 г.г. производились оперативные подсчеты запасов нефти и растворенного газа. Последний такой подсчет произведен в 2001 году, в результате которого утверждены следующие начальные запасы нефти и растворенного газа задонско-елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения по категории С1 по состоянию на 01.01.2001 г. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,36:

нефть: балансовые - 4810 тыс.т; извлекаемые - 1732 тыс.т;

нефть: балансовые - 4810 тыс.т; извлекаемые - 1732 тыс.т;

В основу исследований по обоснованию КИН к окончательному подсчету запасов положен вариант геологического строения Ново-Давыдовского месторождения. В расчетах использованы величины геологических запасов нефти по Ново-Давыдовскому месторождению и параметров, обоснованные группой подсчета запасов нефти КОМП ПО «Белгеология».

Таблица 2

Состояние скважин Ново-Давыдовского нефтяного месторождения

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Характеристика геологического строения

На Ново-Давыдовской площади разрез осадочных образований наиболее полно представлен в скважине 110, пробуренной до глубины 3173 м и остановленной бурением в терригенных отложениях ланского горизонта девона. Скважины 107, 111, 112, 115 и 116 закончены бурением в отложениях подсолевого карбонатного комплекса, а скважины 114 и 119 - в нижнесоленосных отложениях евлановско-ливенского горизонта.

На складчато-блоковом архей-нижнепротерозойском кристаллическом фундаменте, сложенном, в основном, гнейсами, кристаллическими сланцами, грано-диоритами залегают образования осадочного чехла мощностью около 4,0 км. В его составе выделяются (снизу вверх) отложения верхнего протерозоя (рифей, венд), палеозоя (девон, карбон, пермь), мезозоя (триас, юра, мел) и кайнозоя (палеоген, неоген, антропоген).

Характерными особенностями строения осадочного чехла рассматриваемого района является наличие мощных, в основном, терригенных образований верхнего протерозоя, витебско-пярнуско-наровских, старооскольских и ланских отложений, двух карбонатных: подсолевой - саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, евлановский (нижняя часть) горизонты и межсолевой - задонский, елецкий и петриковский горизонты, и двух соленосных толщ девона: нижней - евлановский (верхняя часть), ливенский, домановичский горизонты и верхней - лебедянский, оресский, стрешинский горизонты, а также относительно мощного надсолевого комплекса (полесский горизонт верхнего девона, пермские и мезокайнозойские образования).

Воронежский горизонт - D3vr, к которому на Ново-Давыдовской площади приурочена небольшая залежь нефти, вскрыт пятью скважинами: 107, 110, 111, 112 и 116. Залегают эти отложения без видимого стратиграфического несогласия на сравнительно маломощной карбонатно-глинистой пачке речицкого горизонта, а перекрываются плотными, в основном, глинисто-карбонатными породами евлановского горизонта. Представлены воронежские отложения доломитами, реже известняками и ангидритами.

Известняки серые и темно-серые, палево-серые до черных, тонко-мелкозернистые, массивные, плотные, участками слабоглинистые, редко трещиноватые и пористо-кавернозные.

Ангидриты светло-серые, массивные, плотные, крепкие, местами доломитосодержащие, глинистые.

Мощность воронежских отложений изменяется от 37 до 43 м.

Межсолевые отложения, с которыми связана основная промышленная нефтеносность на Ново-Давыдовской площади, вскрыты всеми пробуренными скважинами. Залегают они несогласно на карбонатно-сульфатных породах домановичского горизонта или на ливенских соленосных образованиях. На основании фаунистических и литологических исследований они разделяются на три горизонта (снизу вверх): задонский, елецкий и петриковский (граф П. 1). По литологическим и промыслово-геофизическим данным некоторыми исследователями (Е.К. Корфанти, Л.М. Ланкуть и др.) они разделяются на семь литологических пачек, индексируемых (снизу вверх) как М1, М2, …, М7. При этом пачки М1, М2, …, М5 относятся к задонскому, пачка М6 - к елецкому, а пачка М7 - к петриковскому горизонтам. В последние годы на основании комплексных исследований (В.К. Голубцов, Л.М. Ланкуть и др.) в составе задонско-елецких отложений выделены 6 слоев (снизу вверх): кузьмичевские, тонежские, трамецкие, вишанские, туровские и дроздовские. Первые (нижние) четыре слоя относятся к задонскому горизонту, а остальные два - к елецкому (граф. П. 1). Ввиду значительной литолого-фациальной изменчивости разреза межсолевых отложений на Ново-Давыдовской площади расчленение их на слои и пачки в отдельных случаях сильно затруднено и зачастую проводится в некоторой степени условно.

Задонский горизонт - D3zd. Нижняя граница горизонта проводится по подошве сульфатно-карбонатной пачки М1, залегающей в основании кузьмичевских слоев, ниже которой в разрезе проявляются различной толщины сульфатно-карбонатные породы домановичского горизонта или пласты ангидритов и каменной соли ливенского возраста.

Отложения задонского горизонта литологически сложены, в основном, доломитами от серых до темно-серых и коричневато-серых, мелкокристаллическими, органогенными, пористо-кавернозными и трещиноватыми, иногда плотными. Трещинно-пористо-кавернозные разности доломитов нефтеводонасыщены.

В средней части горизонта редко встречаются темно-серые, плотные, иногда слоистые аргиллиты (тонежские слои), а в подошвенной части - темно-серые массивные ангидриты.

К отложениям вишанских и трамецких слоев приурочена нижняя часть резервуара задонско-елецкой залежи, а к тонежским - задонская залежь.

Мощность горизонта в скважинах на площади изменяется от 106 до 150 м.

Елецкий горизонт - D3el. Нижняя граница горизонта нечеткая и проводится по появлению в разрезе пластов более плотных глинистых доломитов задонского горизонта. Литологически елецкий горизонт соответствует туровским и дроздовским слоям - основной части нефтяного резервуара задонско-елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения.

Отложения елецкого горизонта представлены, в основном, доломитами и известняками.

В верхней части горизонта - известняки серые, светло-серые и коричневато-серые, от скрытокристаллических до мелкокристаллических, органогенные, в основном, пористые и трещиноватые. Каверны размером от долей миллиметра до 2-5 мм, реже - до 5-10 мм, имеют округлую и щелевидную форму. Открытые трещины соединяют между собой поры выщелачивания и каверны. Пористо-кавернозные разности доломитов нефтенасыщены. Мощность горизонта 43-63 м.

Петриковский горизонт - D3ptr. К отложениям петриковского горизонта относится верхняя часть межсолевой толщи, залегающая с некоторым стратиграфическим несогласием на елецких осадках. Нижняя их граница проводится довольно четко по смене преимущественно известняково-мергельных пород петриковского возраста с высокими значениями естественной радиоактивности по гамма-каротажу на известняки елецкого горизонта с минимальными значениями естественной радиоактивности. Верхняя граница петриковского горизонта проводится в основании последнего пласта ангидритов боричевских слоев или ангидритов и каменной соли ливенского горизонта. Облекание отложений петриковского горизонта сверху ливенскими соленосными осадками объясняется Л.М. Ланкутем явлениями соляного тектогенеза в евлановско-ливенской толще. Известняково-мергельная толща петриковского горизонта является хорошей покрышкой для нефтяного резервуара елецких отложений.

Петриковские отложения на Ново-Давыдовской площади представлены переслаиванием мергелей и известняков. Мергели темно-серые, массивные, иногда слоистые, плотные. Известняки темно-серые и зеленовато-серые, кристаллические, чистые, иногда глинистые, с включениями темно-серого аргиллита и остатков раковин брахиопод. Мощность горизонта 4-32 м.

В тектоническом отношении по поверхности воронежского горизонта в пределах Ново-Давыдовской площади выделяется наклоненный к северу субширотно-вытянутый моноклинальный блок, ограниченный с юга и севера продольными разрывными нарушениями. Этот блок приурочен к головной части Речицко-Вишанской ступени и находится между Мармовичской и Давыдовской подсолевыми структурами. В пределах восточной части Ново-

Давыдовской структуры, по данным сейсморазведки, отмечено два малоамплитудных (20-25 м) поперечных сброса, вследствие чего здесь выделяются три небольших блока, к центральному из которых (район скважины 110) приурочена нефтяная залежь в воронежских отложениях. Этот блок размерами 0,9 х 0,6 км погружается в северном направлении под углом 12°, от абсолютной отметки -2860 м до -3020 м.

По поверхности резервуара задонского продуктивного горизонта Ново-Давыдовская структура представляет собой узкий субширотно-ориентированный блок, ограниченный с севера зоной отсутствия межсолевых отложений, связанной с размывом и последующими процессами галокинеза в евлановско-ливенской соленосной толще, а с востока, юга и запада - разрывными нарушениями. Поперечным сбросом амплитудой 20-25 м он разделен на два промежуточных блока: западный и восточный. В пределах Ново-Давыдовской структуры поверхность задонского нефтяного резервуара воздымается в северо-западном направлении от абсолютной отметки -2900 м в юго-восточной его части до -2600 м - в северо-западной. Наиболее приподнятая часть находится на северо-западе структуры, в районе несколько к северо-востоку от скважины 114. Размеры структуры 7,7 км х 0,4-0,8 км.

По поверхности резевуара задонско-елецкой залежи (верхняя часть елецкого горизонта) наблюдается, в общем, строение, аналогичное резервуару задонского горизонта (граф. П. 2). Структура представляет собой субширотно-вытянутый тектонический блок, разделенный поперечным сбросом на два блока: западный и восточный. Поверхность резервуара в пределах восточного блока воздымается в северном направлении от отметок -2700 м на юго-западе до -2530 м - в северо-западной его части. Западный блок структуры воздымается в северном направлении от абсолютной отметки -2680 м на юго-западе до -2520 м - на севере. Размеры структуры 7,7 км х 0,4-0,75 км.

1.2 Нефтеносность

В результате проведенных поисково-разведочных работ на Ново-Давыдовской площади выявлены и разведаны три нефтяные залежи: воронежская, задонская и задонско-елецкая.

Воронежская залежь. Приурочена к центральному блоку Ново-Давыдовской подсолевой структуры и расположена между Мармовичским и Давыдовским месторождениями с залежами в отложениях подсолевого карбонатного комплекса.

Залежь выявлена скважиной 110, в которой при испытании в колонне в интервале 3034-3063 м (абс. отм. -2891…-2920 м) получен приток нефти дебитом 6,7 м3/сут при Нср.д.=1263 м. При испытании в колонне семилукских отложений в интервале 3076-3086 м (абс. отм. -2938…-2948 м) получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 12-13 м3/сут при Нср.д. = 1250 м. Содержание нефти в продукции - 5%. Водонефтяной контакт залежи принят на абсолютной глубине -2920 м, соответствующей отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 110 (глубина 3062,8 м).

Залежь нефти в воронежских отложениях ограничена на юге региональным Речицко-Вишанским сбросом, а с востока и запада - малоамплитудными сбросами, выявленными по данным сейсморазведки. Северная граница залежи проходит по линии внешнего контура нефтеносности, соответствующей изогипсе -2920 м. Размеры залежи 0,9 х 0,2 км, высота залежи - около 30 м.

Получение небольшого притока нефти с водой при испытании семилукских отложений свидетельствует о том, что в районе к югу от скважины 110, в головной части структуры, можно предположить о наличии небольшой залежи нефти в семилукских отложениях с единым с воронежской залежью ВНК.

По типу воронежская залежь Ново-Давыдовского месторождения относится к пластовым тектонически-экранированным.

Задонская залежь. Приурочена к средней части задонского горизонта (тонежские слои и верхи кузьмичевских слоев).

Выявлена скважиной 111, в которой при испытании в эксплуатационной колонне в интервале 2833-2836 м (абс. отм. -2690…-2693 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 31 м3/сут на 2 мм штуцере. При испытании в колонне в интервале 2845-2849 м (абс. отм. -2702…-2706 м) получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 4,6 м3/сут при Нср.д. = 1282 м. В продукции отмечено 30% нефти.

В скважине 112 при испытании в колонне задонского горизонта в интервале 2866-2872 м (абс. отм. -2720…-2726 м) получен приток нефти с пластовой водой дебитом 1,5 м3/сут при Нср.д.=1237 м. Соотношение нефть-вода 3:1. При испытании в колонне в интервале 2850-2858 м (абс. отм. -2704…-2712 м) получен приток пластовой воды дебитом 1,3 м3/сут при Нср.д.=1299 м.

В скважине 114 при испытании в колонне в интервалах 2853-2861 м (абс. отм. -2710…-2718 м) и 2823-2833 м (абс. отм. -2680…-2690 м) получены притоки воды с пленкой нефти дебитами, соответственно, 2,2 м3/сут при Нср.д. = 1193 м и 8,4 м3/сут при Нср.д. = 1010 м.

В скважине 119 при испытании в колонне в интервале 2949-2957 м (абс. отм. -2706…-2714 м) получен приток воды с нефтью дебитом 3,3 м3/сут при Нср.д.=1123 м. Соотношение нефть-вода 1:2.

Задонская залежь нефти приурочена к наиболее приподнятой северной части Ново-Давыдовской структуры и представляет собой узкую полосу, вытянутую в субширотном направлении вдоль простирания структуры, и примыкающую с юга к зоне размыва межсолевых отложений. С востока и запада она ограничена разрывными нарушениями, проведенными по данным бурения и сейсморазведки. Залежь разделена поперечным сбросом на две части: восточную и западную. По результатам испытания и обработки материалов ГИС, водонефтяной контакт в пределах восточной части залежи отбивается на абсолютной отметке -2703 м, а западной -2680 м. Наиболее приподнятая часть залежи находится на абсолютной отметке -2620 м. Размеры залежи 7,4 х 0,06-0,26 км, вскрытая высота залежи в пределах восточного блока - 17 м, а западного - 29 м. С юга залежь подпирается законтурными водами. Покрышкой резервуара задонской залежи являются плотные глинисто-карбонатные породы (плотные доломиты, глины и аргиллиты) толщиной от 3,2 м до 16,4 м, которые разделяют задонскую и задонско-елецкую залежи.

По типу задонская залежь восточного и западного блоков Ново-Давыдовского месторождения относится к пластовым тектонически и литологически экранированным.

Задонско-елецкая залежь. Задонско-елецкая залежь является главнейшей среди нефтяных залежей Ново-Давыдовского месторождения и содержит основные его запасы (более 97% от общего количества извлекаемых запасов). Связана с карбонатными коллекторами (доломитами, известняками) елецкого (дроздовские и туровские слои), а также верхней части задонского горизонта (вишанские и трамецкие слои). Залежь изучена семью поисково-разведочными скважинами (107, 110, 111, 112, 114, 115 и 119).

В скважине 107 (первооткрывательнице залежи и месторождения в целом) при опробовании ИП в процессе бурения елецких отложений в интервале 2738-2766 м (абс. отм. -2595…-2623 м) получен приток нефти дебитом 9,6 м3/сут при депрессии на пласт 12,15 МПа, а при опробовании задонских отложений в интервале 2768-2827 м (абс. отм. -2627…-2685 м) - приток пластовой воды с нефтью дебитом 14,4 м3/сут при депрессии на пласт 14,15 МПа. При испытании в колонне елецких отложений в интервалах 2774-2779 м (абс. отм. -2632…-2637 м) и 2752-2768 м (абс. отм. -2610…-2626 м) получены притоки нефти дебитами 2,2 м3/сут при Нср.д.=1267 м и 6,8 м3/сут при Нср.д.=1380 м, соответственно. После проведения ГПП произведено испытание единого объекта в интервале 2752-2781 м (абс. отм. -2610…-2632 м) дебит нефти возрос до 20 м3/сут при Нср.д. = 480 м.

В скважине 110 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2737-2754 м (абс. отм. -2594…-2611 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 75 м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 111 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2732-2741 м (абс. отм. -2589…-2598 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 31 м3/сут на 6 мм штуцере.

После дострела интервала 2751-2759 м (абс. отм. -2608…-2616 м) при совместном испытании обоих интервалов дебит нефти возрос до 55 м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 112 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2759-2775 м (абс. отм. -2613…-2629 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 25 м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 114 при испытании в колонне задонских отложений в интервалах 2774-2783 м (абс. отм. -2631…-2640 м) и 2738-2750 м (абс. отм. -2595…-2607 м) получены фонтанные притоки нефти с дебитами, соответственно, 3,7 м3/сут и 20 м3/сут на 4 мм штуцере.

В скважине 119 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2851-2865 м (абс. отм. -2611…-2625 м) приток нефти составил 6 м3/сут на 4 мм штуцере.

В скважине 115 при опробовании ИП в процессе бурения задонско-елецких отложений в интервалах 2725-2754 м (абс. отм. -2559…-2588 м), 2742-2778 м (абс. отм. -2576…-2602 м) и 2777-2814 м (абс. отм. -2601…-2638 м) притоков не получено, однако под ЗПК отмечено разгазирование глинистого раствора.

Ловушка, к которой приурочена задонско-елецкая залежь, представляет собой вытянутый в субширотном направлении моноклинальный блок, разделенный поперечным сбросом амплитудой 20-25 м на два блока (восточный и западный) и ограниченный с юга, запада и востока разрывными нарушениями (сбросами), а с севера - зоной отсутствия межсолевых отложений, связанной с их размывом и последующим галокинезом в евлановско-ливенской соленосной толще.

На основании результатов испытания и обработки промыслово-геофизических материалов, водонефтяной контакт восточного блока задонско-елецкой залежи проводится на абсолютной отметке -2649 м, а в западной части - на абсолютной отметке -2651 м. Наиболее приподнятая часть залежи находится на севере, вблизи от зоны выклинивания межсолевых отложений, на абсолютных отметках около -2540 м. Размеры залежи 7,7 х 0,4-0,55 км. Вскрытая высота залежи возрастает в западном направлении, от 39 м в скважине 107 до 91 м в скважине 114.

Нефтяной резервуар задонско-елецкой залежи представляет собой мощную толщу карбонатных пород (доломитов, реже известняков), состоящую из серии различной толщины и емкости пластов-коллекторов, разделенных более плотными породами, подстилаемых подошвенными водами и составляющих единый гидродинамический массив.

Покрышкой резервуара являются практически непроницаемые глинисто-карбонатные породы петриковского горизонта, а также галогенные отложения ливенского и лебедянского горизонтов. С севера залежь экранируется непроницаемыми галогенными породами ливенского горизонта, а с востока, юга и запада - по сбросам со слабопроницаемыми породами лебедянского горизонта и глинисто-карбонатными породами верхов межсолевых отложений. Таким образом, по типу задонско-елецкая залежь относится к массивно-пластовым тектонически и литологически экранированным.

2. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

2.1 Оценка нефтеизвлечения на естественном режиме истощения

По комплексу накопленных данных нефтяная залежь обладает природным упруго-замкнутым режимом с хорошей гидродинамической сообщаемостью по всему объему резервуара (данные изменения пластового давления во времени по картам изобар и результаты исследования скважин при их пробной эксплуатации).

Синхронно с нефтеотбором падает и пластовое давление.

В связи с отсутствием пластовой воды в добываемой нефти и основываясь на результатах исследований глубинных проб нефти, пластовых кернов для конкретных условий при оценке возможного нефтеизвлечения на естественном режиме истощения использованы два хорошо адаптированных к этим условиям метода: метод гидродинамических расчетов и метод упруго-материального баланса (рис. 4.1). Исходными параметрами для этих двух методов являются:

·   балансовые запасы нефти Qб = 4,766 млн. т.;

начальное пластовое давление ;

текущее (на 01.04.01 ) пластовое давление ;

пластовое давление фонтанирования ;

накопленный (на 01.04.01 ) отбор нефти 32,782 тыс.т;

текущий удельный отбор нефти

пластовое давление насыщения

расчетное конечное пластовое давление

сжимаемость пластового флюида (нефти)

·   сжимаемость каверно-трещиноватой среды

объемный коэффициент пластовой нефти

Метод гидродинамических расчетов основан на зависимости

 (4.1)

Метод упруго-материального баланса основан на упруго-энергетических свойствах каверно-трещиноватой среды и пластового флюида.

Для конкретных условий из-за очень малых значений упругоемкости матрицы пласта и практического отсутствия объема свободной пластовой воды расчет нефтеизвлечения рекомендуется производить по следующей формуле[16]

 (4**.3)

2.2 Методы расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

месторождение нефть извлечение

Выбор методов оценки КИН определяется объемом накопленной геолого-промысловой информации, заданной точностью расчета и стадией подготовки разведуемых месторождений к разработке.

Ново-Давыдовское месторождение находится на завершающей стадии разведки. Для оценки КИН использованы все возможные методы согласно нормативным документам [18] при комплексном, многофакторном учете природных, технико-экономических данных.

Базируясь на результатах обработки всей накопленной информации, стало возможным использовать пять экспресс-методов, хорошо адаптированных к условиям Беларуси.

-        аналого-статистический метод (АСМ);

-        интегральный метод (ИМ);

-        эмпирический метод (ЭМ);

-        расчетно-экспериментальный метод (РЭМ)

На стадии разведки месторождений точное определение величины КИН невозможно из-за дефицита информации. При комплексировании нескольких методов этот недостаток, в значительной мере устраняется, а достоверность оценки нефтеизвлечения при этом возрастает.

Следует отметить, что во всех вышеперечисленных методах принята эффективная гидродинамическая модель двухфазной (нефть+вода) фильтрации при активном нефтевытеснении водой.

Результаты расчетов сведены в электронную таблицу «ЭОН-экспресс-оценка нефтеизвлечения» (таблица 4.1). Ниже приведена краткая характеристика каждого метода в отдельности.

Номограммный метод (НМ). Метод разработан БелНИГРИ и основан на выведенной и адаптированной к условиям нефтяных месторождений РБ зависимости КИН от параметров нефтевытеснения - проницаемости пласта Кпрон и относительной вязкости пластового флюида Мо при оптимальных условиях охвата разработкой (рис. 4.2).

Эта зависимость имеет следующий вид:

КИНном= 0,1+0,2 lg Кпрон -0,1 lg Mо              (4.4)

По номограммной зависимости нефтеизвлечение оценивается приближенно, что допустимо на начальных стадиях разведки месторождений.

Аналого-статистический метод (АСМ). Метод разработан БелНИГРИ и основан на корреляционной зависимости нефтеизвлечения от выведенного параметра нефтепродуктивности пласта Б, характеризующего сортотип пласта-коллектора нефти (рис. 4.3).

Этот параметр является результирующим многофакторной (12 факторов) корреляционно-регрессионной связи. Четыре фактора имеют наибольшую степенную значимость

-        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.