Файл: Построение графика разработки, выделение стадий разработки и их описание.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 25.10.2023

Просмотров: 154

Скачиваний: 10

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

М ИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

Институт нефтегазовых технологий

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Лабораторная работа №2

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

тема: «Построение графика разработки,

выделение стадий разработки и их описание»

Вариант № 1

Выполнил студент

Проверил:

ст. преподаватель

Максимкина Н.М.

Самара 2023
Технологические показатели работы пласта Вариант 1

Год
Число добы- вающих скважин
Нефть, тыс. т
Жид- кость, тыс. т
Дебит нефти, т/сут
Дебит жидкости, т/сут
Обвод- ненность весовая,

%
Темп отбора от НИЗ,

%
Степень выработ- ки НИЗ,

%
Нефте- отдача,

%
Число нагне- татель- ных

скважин
Закачка воды, тыс.м3
Приеми- стость, м3/сутки

1
4
72
73
51,5
52,0
0,9
2,0
2,0
0,7









2
7
109
110
47,9
48,6
1,4
3,1
5,1
1,8









3
8
223
246
84,8
93,7
9,4
6,3
11,4
4,0









4
8
246
299
93,6
113,8
17,7
6,9
18,3
6,5









5
11
381
783
99,0
203,4
51,3
10,8
29,1
31,8









6
13
395
923
90,2
211,0
57,3
11,2
40,3
35,7









7
13
291
924
63,9
203,1
68,6
8,2
48,5
38,6









8
14
240
1043
50,8
220,7
77,0
6,8
55,3
41,0









9
14
203
1204
43,0
254,9
83,1
5,7
61,0
43,0
1
50
349

10
14
149
1177
31,5
249,1
87,4
4,2
65,2
44,5
1
166
637

11
14
133
1290
28,2
273,0
89,7
3,8
69,0
45,8
1
154
1040

12
14
104
1232
22,0
260,7
91,6
2,9
71,9
46,8
1
207
894

13
14
96
1145
20,3
242,3
91,6
2,7
74,6
47,8
2
383
850

14
14
79
1000
16,8
211,6
92,1
2,2
76,9
48,6
2
345
791

15
14
62
892
13,1
188,7
93,1
1,7
78,6
49,2
2
295
659

16
14
48
773
9,8
157,8
93,8
1,4
80,0
49,7
1
157
707

17
14
48
912
9,9
186,1
94,7
1,4
81,4
50,1
1
112
524

18
14
47
766
9,5
156,4
93,9
1,3
82,7
50,6
1
99
619

19
14
50
659
10,1
134,5
92,5
1,4
84,1
51,1
2
136
477

20
13
62
898
13,7
197,3
93,0
1,8
85,8
51,7
2
246
456

21
13
47
658
10,3
144,6
92,9
1,3
87,2
52,2
2
192
520

22
13
37
615
8,1
135,3
94,0
1,0
88,2
52,6
2
246
526

23
12
34
493
8,0
117,3
93,1
1,0
89,2
52,9
2
123
558

24
12
33
505
7,8
120,1
93,5
0,9
90,1
53,3
2
76
380

25
10
25
467
7,1
133,4
94,7
0,7
90,8
53,7
3
172
439

26
10
12
364
3,3
104,1
96,8
0,3
91,1
53,8
3
157
392

27
10
15
327
4,4
93,5
95,3
0,4
91,6
54,0
3
224
475

28
8
19
307
6,8
109,6
93,8
0,5
92,1
54,4
3
224
549


Рис.1. График разработки

  1. Выделение и описание стадий разработки. Анализ разработки

Для выделения стадий первоначально находим максимальную добычу нефти, которая в рассматриваемом варианте была достигнута в 6 году –395 тыс.тонн нефти, 10 % от нее составляет 39,5 тыс. тонн и с учетом характера динамики годовой добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 5 по 8 годы. Соответственно первая стадия длилась с 1 по 4 год. Начало третьей стадии – 9 год.

Так как выполаживание кривой добычи происходит до достижения обводненности добываемой продукции 90 %, для выделения четвертой стадии разработки рассматриваемой залежи находим год, где темп отбора нефти ниже 1 %. Стабильно темп отбора менее 1 % наблюдается начиная с 24 года при обводненности 93,5 %. Так как темп отбора является более значимым показателем, чем обводненность, 24 год принимается за начало четвертой стадии разработки. В результате, определилась третья стадия разработки – с 9 по 24 год.

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки:

1-я стадия с 1 по 4 год;

    1. я стадия с 5 по 8год;

    2. я стадия с 9 по 24 год;

    3. я стадия с 25 по настоящее время.


1-я стадия, 1-4 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 0,03до 246,0 тыс. т к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 8 добывающих скважин) в течение всей стадии залежи и ее обустройством, среднесуточный дебит 1-й скважины по нефти на конец стадии возрос до 93,6 т/сут.

Таким образом, на конец первой стадии накопленная добыча нефти – 240тыс.т, обводненность–17,7 %вес., степень выработки от НИЗ–18,3 %; Количество действующих добывающих скважин– 8, нагнетательных 0.

2-я стадия, 5-8 годы: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 6 году– 395 тыс. Темп отбора от НИЗ в среднем составил – 11,2 %. Количество действующих добывающих скважин увеличилось до 14 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 99,0-90,2 т/сут. Увеличение годовой добычи нефти в 3 раза, достигнуто за счет добуривания проектного и резервного фонда скважин. На конец стадии обводненность – 77 % вес., выработка НИЗ – 55,3 %. Р
пл колеблется в пределах 18-19 МПа. На конец стадии было добыто 240 тыс. т нефти и 1043 тыс. т жидкости.
Таким образом, на конец второй стадии, обводненность 77 %вес., степень выработки от НИЗ – 55,3 %. Количество действующих добывающих скважин – 14, нагнетательных 0.

3-стадия, 9-24 годы: падающей добычи нефти, характеризуется скачкообразным падением годовой добычи нефти с 203 до 33 тыс. т, значительным ростом обводненности до 93,5 % вес.

За счет перевода на вышележащие горизонты высокообводнившихся скважин, фонд добывающих скважин постепенно снижается и на конец 3-й стадии составляет 12 единиц, что на ряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с организацией очагового заводнения, способствовало сначала стабилизации пластового давления, а затем и его росту. Фонд нагнетательных скважин в 24 году составляет 2 скважины.

На конец стадии выработка НИЗ – 90,1 %, темп отбора – 0,9 %, обводненность – 93,5 % вес., закачено воды – 76 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 2647,4 тыс. т, жидкости – 4557,2 тыс. т.

4-я стадия, с 24 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 33 до 8 тыс. т и увеличение обводненности до 96,8 % вес.

Темп отбора снижается с 0,9 до 0,3 % от НИЗ. Годовая закачка постепенно снижается до 224 тыс. м3, вследствие чего Рпл также постепенно снижается до 20,5 МПа, накопленная добыча нефти – 2196,8 тыс. т, жидкости – 5572,3 тыс.т. Фонд добывающих скважин в 28 году – 8, нагнетательных – 3.

Разработка пласта X1 будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98 % вес.

Для рассматриваемого пласта X1 основные причины обводнения, на первой стадии разработки до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД – закачки воды), делятся на две большие группы: техническая и геолого-физическая и технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

  • нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии, она вызвана достаточно высоким содержанием серы в нефти (массовое содержание серы 3 %);

  • заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;

  • нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.

К геолого-физическим и технологическим причинам относятся:

–наличие широких водонефтяных зон от 100 до 300 м (ВНЗ). Несмотря на это, промысловые данные показывают, что в условиях относительно однородного пласта запасы водонефтяной зоны также участвуют в разработке.

Смотрите также файлы