Содержание:
1 Геология месторождения……………………………………………………….2

2. Расчет запасов нефти и газа……………………………………………………3

3. Выбор оптимальной сетки скважин. ………………………………………….4

4. Расчет оптимальной сетки скважин…………………………………………...6

5.Расчет эффективности работы пласта при естественных режимах и принятие решения о необходимости/отсутствия необходимости применения искусственной системы поддержания пластового давления…………………..8

6. Расчет дебита скважины, радиуса контура питания…………………………9

7. Расчет нагнетательной скважины……………………………………………12

8. Расчет или корректировка расстояния между скважинами и между рядами……………………………………………………………………………16

9. Расчет технологических показателей разработки месторождения………..18

10.Сравнение двух вариантов разработки……………………………………..20

Список использованных источников…………………………………………..23

1. 
   Геология месторождения.
   

Цветное месторождение расположено в западной части Томской области в центре Каргасокского административного района. Расстояние по прямой до областного центра – г. Томска 410 км, до районного центра – с. Каргасок 73 км (приложение 1). В с. Каргасок имеются речной порт, аэродром, узел связи. Территория месторождения представляет собой плоскую, заболоченную, покрытую смешанным лесом равнину. Абсолютные отметки высот варьируют от 82 м в северо-восточной до 54.5 м. в юго-западной части месторождения. Относительные превышения - 25.9 м. Залесенность площади составляет 99%, из них 24% - заболоченный лес. Лес представлен лиственными (береза, осина) и хвойными (ель, сосна, пихта, кедр) породами. Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Васюган и её притоком: Чижапка. Реки имеют крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40 % территории участка. Климат резко континентальный с суровой, длительной зимой и коротким жарким летом. Среднесуточная температура зимой от –15 0С до –40 0С, летом – до +35 0С. Снежный покров достигает 1 – 1.5 м. Озера, реки и болота промерзают во второй половине декабря. Реки вскрываются в первой половине мая. Через месторождение проходит грунтовая автомобильная дорога, идущая вдоль реки Васюган. Сообщение осуществляется по этой дороге, по р. Васюган, судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода 60 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи.

---

Геологическое строение месторождения. Стратиграфия.

В геологическом строении Цветного нефтяного месторождения принимают участие отложения палеозойского фундамента, терригенноосадочные отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (приложение 2).

Расчленение разреза проведено по материалам геофизической интерпретации с использованием реперных геолого-геофизических горизонтов регионального и зонального уровней в тринадцати пробуренных на месторождении поисковых, оценочных и эксплуатационных скважинах.
2. Расчет запасов нефти и газа.
Нефтегазоносность верхнеюрских отложений Цветной площади была установлена в1967 году в результате бурения и испытания скважины № 131.

При бурении из интервалов 2422.9-2429.6 и 2438.6-2433.6 м (наунакская свита, пласт Ю₁²) поднято соответственно 0.55 м и 4.85 м песчаников с быстро улетучивающимся запахом нефти), а по данным газового каротажа при бурении интервала пластов Ю₁¹ и Ю₁² отмечалась высокая газонасыщенность раствора (по ТВД 20-30 см³ /л).

При испытании в колонне одновременно 3-х интервалов залегания песчаных пластов Ю₁¹ и Ю₁² в интервалах 2476-2466 м, 2447-2437 м, 2430-2408м. и после повторного прострела интервалов 2408-2412 м, 2426-2430 м, 24412448 м (а.о. –2328.1-2332.1; 2346.1—2350.1; 2361.1-2368.1 м) на динамическом уровне 900 м получен приток нефти 1.5 м³/сутки и газа со среднесуточным дебитом 100 м³/сутки на 8-мм диафрагме. Газовый фактор равен 66.6 м³/м³.

Бурением и испытанием скважины № 131 было установлено, что пласты в верхней части юрских отложений нефтегазонасыщены и незначительные притоки из них объясняются плохими коллекторскими свойствами пород, слагающих их.

Скважина № 132 пробурена на расстоянии 5.4 км к юго-западу от скв №131. Перспективная часть разреза горизонта Ю₁, давшая при испытании скважины № 131 приток нефти и газа, в скважине № 132 залегает на 25 м гипсометрически ниже и оказалась представлена двумя маломощными (1,0 и 1,8 м.) пропластками песчаников с низкими коллекторскими свойствами. По керну и материалам ГИС песчаники нефтенасыщены.

По окончании бурения в скважине с помощью пластоиспытателя были опробованы отложения наунакской свиты и пласт Ю₂ тюменской свиты в интервале 2398-2558 м (а.о. –2338-2498 м). В связи с низкой фильтрационной характеристикой коллекторов и длительным воздействием на них фильтрата глинистого раствора приток пластового флюида не получен. Объект характеризуется как практически «сухой».

---

После бурения 2-х скважин работы на площади были прекращены, и оценка запасов не производилась.

Толщины продуктивных пластов представлены в приложении 3, а объем проведенных исследований в приложении 4.

3. 
   Выбор оптимальной сетки скважин.
   

Выбор оптимальной сетки скважин и их ориентации относительно главных осей особенно значим для новых регионов нефтедобычи, где анизотропия проницаемости может достигать высоких значений. Перспективные объемы ресурсов углеводородов сосредоточены в труднодоступных регионах: Восточная Сибирь, Ямал, шельфы замерзающих арктических и субарктических морей, глубоководные шельфы. Данные регионы характеризуются суровыми природно-климатическими условиями и необходимостью разработки инновационных технологий для освоения перспективных месторождений.

Для новых месторождений в неосвоенных и трудных для разработки регионах выбор неэффективной сетки скважин может привести к тому, что экономический эффект от реализации всей добываемой нефти будет намного ниже потенциального. В связи с этим проблема получения оптимального соотношения сторон пятиточечной системы, а также нахождение оптимальной ориентации скважин относительно главных осей при учёте анизотропии проницаемости является актуальной и важной.

На важность модификации системы расположения скважин, в т.ч. из-за учёта степени анизотропии фильтрационно-емкостных свойств, в своих работах указывал целый ряд авторов: Байков В.А., Жданов Р.М., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С. [2], К.О. Исказиев, П.П. Кибиткин, В.П. Меркулов [3], М.Н. Дмитриев, Н.М. Дмитриев, В.М. Максимов, М.Т. Мамедов [4], А.М. Нуриев [5], И.М. Бакиров [6], А.Е. Касаткин [7], С.И. Зайцев [8] и другие.

При помощи формулы Писмана [9], основной формулы, используемой в гидродинамическом моделировании для расчёта дебитов, а также при помощи уравнения фильтрации и обобщённого закона Дарси для анизотропных сред тремя разными способами была получена зависимость:

где Х и Y – стороны четырёхугольника по осям Х и Y соответственно. Именно при такой зависимости между соотношением сторон и величиной анизотропии достигаются самые высокие начальные дебиты нефти и самые высокие значения накопленной жидкости.

Помимо этого, в гидродинамическом симуляторе Tempest была найдена оптимальная ориентация скважин для достижения максимальных дебитов нефти при разных значениях анизотропии проницаемости. Для этого пятиточечная система с отношением сторон, равным квадратному корню из отношения проницаемостей, поворачивалась на величину от 0 до 180 градусов с шагом в пять градусов. Оптимальный угол поворота находится в пределах от 30 до 40 градусов в зависимости от величины анизотропии. Именно при таких углах поворота достигаются самые высокие начальные дебиты нефти.

---

Как и предполагалось до начала исследования, значения дебитов нефти оказались симметричными относительно угла поворота в 90 градусов, на который приходится точка минимума. Стоит отметить, что при этом не учитывались боковые перетоки, которые должны образоваться при повороте системы скважин относительно главных осей.

Вывод искомой зависимости между соотношением сторон в пятиточечной системе и величиной анизотропии.

Рассмотрим стандартную пятиточечную систему расположения скважин с постоянным объёмом дренирования, что является необходимым условием, так как логично, что, если мы просто «раздвинем» скважины, а объём дренирования не сохраним, мы автоматически получим более высокие показатели разработки, исходя из которых, можно сделать неверные выводы.

Для нахождения оптимальной зависимости между отношением проницаемостей и отношением расстояний между скважинами выберем определённые критерии, которые позволят выбрать оптимальный вариант.

Критерии выбора соотношения сторон в зависимости от величины анизотропии проницаемости в пятиточечной системе при постоянном объёме дренирования:

- суточный дебит нефти скважины;

- накопленная добыча жидкости.

3. 
   Расчет оптимальной сетки скважин.
   

Необходимая зависимость была выведена тремя различными математическими способами (из уравнения Писмана и из уравнений фильтрации), а затем решение было подтверждено в гидродинамическом симуляторе Tempest More. Каждый из трёх математических выводов будет рассмотрен отдельно.

1. 
   Вывод искомой зависимости из уравнения Писмана.
   

В большинстве гидродинамических симуляторов, в том числе в Tempest More, дебит скважины рассчитывается для каждой вскрытой ячейки отдельно и потом суммируется [10]:



где:

q_il – дебит i-го компонента из вскрытого скважиной блока l.

λ_il – подвижность i-го компонента в блоке l. Для нагнетательных скважин используется подвижность закачиваемого флюида.

WI_l – сообщаемость скважина-пласт в блоке l

p_l – давление в блоке l, приведенное к глубине приведения забойного давления

p_bh – забойное давление в скважине, приведенное к глубине приведения забойного давления

Для каждой вскрытой ячейки производится расчет сообщаемости скважина-пласт WI

---

_l по формуле:


где:

θ – π/2, π или 2π для скважин, расположенных соответственно в углу, на границе или в центре блока прямоугольной сетки.

k_l – проницаемость для блока l, где k₁ и k₂ проницаемости в направлениях, перпендикулярных направлению скважины.

h_l – мощность интервала перфорации в блоке l.

f_l – множитель для перфорации в блоке l.

r_ol – эквивалентный радиус блока l.

r_w – радиус скважины.

S_l – скин-фактор в блоке l.

Эквивалентный радиус (радиус Писмана (Peaceman))

Для расчета притока используется забойное давление и давление в ячейке (взамен давления на контуре питания). В связи с этим возникла необходимость введения расстояния, на котором будет рассчитываться давление в ячейке. Это расстояние и есть эквивалентный радиус (радиус Писмана).

Зная давление на радиусах r_i (забойное) и r_o (в ячейке) строится логарифмическая кривая распределения давления. С применением этой кривой можно найти давление на любом другом радиусе.

3. 
   Расчет эффективности работы пласта при естественных режимах и принятие решения о необходимости/отсутствия необходимости применения искусственной системы поддержания пластового давления.
   

Исходные данные для расчетов экономической эффективности применения системы поддержания пластового давления (ППД) при эксплуатации пласта месторождения приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1. Исходные данные по пласту месторождения.

Годы	Пласт
	Добыча нефти Qн, тыс.т	Добыча жидкости Qж, тыс.т	Фонд скважин, Фо	Прирост добычи нефти от ППД, тыс.т.
2019	50,029	264,384	17	25,0145
2020	39,928	316,477	16	19,964
2021	40,072	394,742	20	20,036

Таблица 2. Исходные данные по НГДУ.

Годы	НГДУ
	Добыча нефти Qн, тыс.т	Добыча жидкости Qж, тыс.т	Фонд скважин, Фо
2019	2629,500	10615,500	1255
2020	2591,285	11122,452	1240
2021	2514,659	14133,825	1204

---

Смотрите также файлы

• Линейная регрессия это модель машинного обучения, где предсказываемое значение является составляющей переменной.doc

• Вопрос 14. Основные группы микроорганизмов.docx

• Тланы жеке асиеттерін белгілеіз.docx

• Технология коллективного взаимодействия.docx

• Задача Вы бухгалтер, работающий в зао Надежда.doc