Часть 2

2.1 Анализ геолого-физической характеристики нефтяной залежи учебного

месторождения №2

Объект разработки представляет собой нефтяную залежь терригенного пласта DV. Залежь имеет вытянутую в широтном направлении форму. Глубина залегания 2237м. Площадь нефтеносности 784 тыс.м² или 78,4 га. Средняя общая толщина пласта составляет 24м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2м, залежь подстилается водой. Коэффициент пористости составляет 0,18д.ед. Коэффициент песчанистости 0,2д.ед., расчлененность 3д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,7д.ед. Проницаемость коллектора низкая 160мД. Геолого-физическая характеристика объекта разработки приведена в таблице 2.1.1.

Изученность PVT свойств приведено по данным исследований глубинных проб нефти. Исследование глубинных проб проведено в специализированной сертифицированной лаборатории. Начальное пластовое давление составляет 20,6 МПа, начальная пластовая температура составляет 46град.С. Давление насыщения по однократному разгазированию составило 18,5Па. Газосодержание составило 192м³/т. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,98 мПа*с. Плотность нефти в пластовых условиях 0,688т/м³, в поверхностных условиях 0,809 т/м³. Объемный коэффициент 1,56д.ед. Содержание серы 2,74%, парафина 1,2%.

Свойства пластовой воды по собственному месторождению не изучены, исходные данные получены по соседнему месторождению. Вязкость воды составила 1,3мПа*с.

На керне проведены специальные исследования по определению коэффициента вытеснения, который составил 0,508 д.ед.

Выводы:

1. 
   Залежь терригенного пласта DV залегает на глубине 2237м. Залежь характеризуется высокими коллекторскими свойствами.
   
2. 
   Нефть среднесернистая, малопарафинистая, малой вязкости.
   

Таблица 2.1.1- Геолого-физическая характеристика нефтяной залежи объекта Dv учебного месторождения №2

Параметры	Объект разработки
	Пласт Dv
Средняя глубина залегания кровли , м	2237
Тип залежи	пластовая структурная
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтеносности/газоносности, тыс.м2	784
Средняя общая толщина, м	24,0
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	2,0
Коэффициент пористости, доли ед.	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,7
Проницаемость, 10-3 мкм2	0,160
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,20
Расчлененность	3,0
Начальная пластовая температура, оС	46
Начальное пластовое давление, МПа	20,6
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	0,98
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,688
Плотность нефти в стандартных условиях, т/м3	0,809
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,56
Содержание серы в нефти, %	2,74
Содержание парафина в нефти, %	1,20
Давление насыщения нефти газом, МПа	18,5
Газовый фактор, м3/т	192
Содержание сероводорода, %	-
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,3
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,508

---

2.2 Расчет начальных геологических запасов объемным методом

Расчет начальных геологических запасов нефти проведен по формуле объемного метода. Формула для подсчета геологических запасов имеет вид:
Q_н = F_*h_кол*К_п*K_н*_*, тыс.т.,
где F - площадь потенциально-продуктивной зоны, тыс.м²;

h_кол - средняя толщина коллектора, м;

К_п - пористость нефтесодержащих пород, доли ед.;

К_н – нефтенасыщенность породого пространства, доли ед.;

 - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, доли ед.;

 - удельная плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, т/м³.

Результаты расчета начальных геологических запасов приведены в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1- Результаты подсчета запасов нефтяной залежи объекта Дv учебного месторождения №2



Начальные геологические запасы нефти по категории АВС1, по результатам расчета составили 104тыс. тонн. Начальные геологические запасы растворенного газа (НГЗ_рг) по категории АВС1 определены по формуле:

НГЗ_рг = НГЗ_нефти * Газосодержание,

НГЗрг=104*192= 19,9 млн.м³

Выводы.

1. 
   Расчет начальных геологических запасов нефти нефтяной залежи пласта Dv составил 104тыс.т.
   
2. 
   Расчет начальных запасов растворенного газа составил 19.9млн.м³.
   

2.3 Оценка извлекаемых запасов и КИН, сопоставление с аналогами

Оценка начальных извлекаемых запасов нефти по категории АВС1, проведена через оценку коэффициента извлечения нефти.

Для новых залежей нефти, не введенных в разработку, КИН оценивается по различным методикам, таким как метод аналогии, статистические методы, методики институтов ГипроВостокнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть. В данном случае применяется метод аналогии.

Аналогами могут быть нефтяные залежи соседних месторождений, со схожими свойствами по ФЕС, в частности проницаемость, нефтенасыщенная толщина и свойствам нефти (вязкость, газосодержание). Данные для обоснования аналогии приняты из приложения №2.

---

Наиболее близким аналогом является залежь DV с проницаемостью 0,125мД и вязкостью нефти в пластовых условиях 10,58мПа*с.

Проницаемость по объекту DV учебного месторождения 160мД, вязкость нефти в пластовых условиях 0,98мПа*с.

КИН по аналогу утвержден 0,385 (табл. 2.3.1).

Расчет извлекаемых запасов проведен по формуле

НИЗ=НГЗ*КИН, тыс.т.

Оценка извлекаемых запасов нефти по нефтяной залежи пласта DV учебного месторождения №2 составит

НИЗ=104* 0,385= 40тыс. тонн.

Извлекаемые запасы растворного газа составляют 0,8млн.м³[2].
Выводы:

1. 
   Наиболее близким аналогом является залежь заволжского горизонта с проницаемостью 125 мД и вязкостью нефти в пластовых условиях 10,58мПа*с.
   
2. 
   КИН по аналогу утвержден 0,385. Начальные извлекаемые запасы нефти составили 40тыс.тонн. Извлекаемые запасы растворного газа составят 7,7млн.м³.
   

Таблица 2.3.1- Геолого-физическая характеристика объектов аналогов


2.4 Проектирование системы разработки нефтяной залежи, расстановки скважин, порядка их ввода, темпов бурения

Проектирование разработки выполнено в соответствии с правилами разработки [3] утвержденными приказом МПР №356 от 14.06.2016г. и правилами подготовки технических проектов проектирования, утвержденными приказом МПР №639 от 20.09.2019г [4].

Для новых залежей нефти, не введенных в разработку, проектируются системы разработки по месторождениям аналогам. Учебное месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, где проектируют треугольные пятиточечные системы разработки с расстоянием между скважинами 400м.

Плотность сетки скважин для элемента разработки с треугольной сеткой определим по формуле: ПСС=400*400*0,86=13,8Га.

Общая площадь залежи составляет 78.4га.

Таким образом, количество скважин на площади можно определить по формуле N=S/ПСС и составит 6ед. Ввод в разработку залежи планируется в первый год с ввода разведочной скважины №71АКУ и далее проводится эксплуатационное бурение скважин по ползущей схеме.

Общий фонд скважин для бурения составит N=5ед, при соотношении добывающих к нагнетательным близким к 1:1. Фонд добывающих скважин составит 3ед, нагнетательных- 3ед. Проектное размещение скважин приведено на рисунке 2.4.1.

---

Рис. 2.4.1- Проектное размещение скважин на карте начальных нефтенасыщенных толщин

Разбуривание новой залежи проводится по принципу от известного к неизвестному. Ввод скважин планируется исходя из оптимистичного геологического строения залежи и подтверждаемости запасов по всем категориям запасов. Фонд для бурения составит 5 ед., по 3 и 2 скважины в год.
2.5 Расчеты технологических показателей разработки нефтяной залежи

Расчет начальных дебитов жидкости выполнен по формуле Дюпюи




Qж-расход жидкости

K - проницаемость пористой среды

h–эффективная нефтенасыщенная толщина

ΔP= (Р_пл – Р_заб) - перепад давления

μ - вязкость

r_с – радиус скважины

R - площадь сечения фильтрации

Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.

Для расчетов дебитов необходимо задать допустимую депрессию на пласт. В качестве предельно допустимого забойного давления примем критерий 0,8*Р_нас. Согласно проведенному расчету начальный дебит жидкости составит в диапазоне 12-15 т/сут (табл. 2.5.1).

Начальная обводненность составит до 5% в зависимости от подвижности флюидов и удаленности подошвенной воды. Обводненность в течении года может составить от 5-10%в зависимости от заданных технологических режимов работы скважин. Все скважины вводятся в качестве добывающих, с последующим переводом 1 скважины под закачку период отработки зависит от динамики снижения пластового давления, но отработка скважин составит не более 1 года. [5,6].
Табл.2.5.1- Расчет среднего начального дебита жидкости



Расчеты технологических показателей разработки выполнены по форме Госплана. Темпы падения дебитов жидкости при упругом режиме для Волго-Уральского региона составляют 50-60% в год, при переводе скважин под закачку дебит скважин стабилизируется и может увеличиться в зависимости от режимов работы нагнетательных и добывающих скважин. Режим работ скважин для нагнетательных скважин планируется для 100% компенсации отборов жидкости. Забойные давления для добывающих скважин планируются в диапазоне 19-20МПа, для нагнетательных скважин 21-22МПа. Таким образом депрессия по зонам отбора будет 2-3МПа.

---

Коэффициент эксплуатации принимаются 0,95. Коэффициент использования 1.

Расчеты выполнены на 15летний период. Расчеты технологических показателей разработки приведены в таблице 2.5.2. График разработки приведен на рисунке 2.5.1. Максимальная добыча нефти достигается на второй год разработки – 7,1тыс.т.. За расчетный период накопленная добыча нефти составит 21,1 тыс.т, жидкости 62,8 тыс.т закачка рабочего реагента 63 ыс.м³. КИН 0,208.

Выводы:

1. 
   Расчеты технологических показателей разработки выполнены по форме Госплана. Максимальная добыча нефти достигнута на третий год разработки, введено 6 скважин. Разработка ведется на водонапорном режиме.
   
2. 
   За расчетный период накопленная добыча нефти составит 21,1 тыс.т, жидкости 62,8 тыс.т закачка рабочего реагента 63ыс.м³. КИН 0,208.
   

Таблица 2.5.2- Прогнозные технологические показатели разработки




Рис.2.5.1-График разработки нефтяной залежи пласта Dv учебного месторождения №2

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Часть 1. Выполнен анализ геолого-физической характеристики нефтяной залежи пласта Стл учебного месторождения №1. Залежь терригенного пласта залегает, обладает высокими коллекторскими свойствами. Пластовое давление соответствует гидростатическому. Ожидаемый режим разработки упругий с переходом на упруговодонапорный. Нефть сернистая, парафинистая, высокой вязкости. Залежь по данным исследований изучена достаточно полно. Необходимо уточнить сжимаемость нефти, воды и породы. Выполнен анализ разработки нефтяной залежи, система разработки и динамики технологических показателей разработки. Залежь находится в разработке в течении 15 лет. Максимальная добыча нефти достигнута на 4год разработки, введена 1 скважина. Разработка ведется на упруговодонапорном режиме низкими темпами.

Часть 2. Выполнен анализ геолого-физической характеристики нефтяной залежи пласта Dv учебного месторождения №2. Залежь теригенного пласта Dv залегает на глубине 2237м. Залежь характеризуется высокими коллекторскими свойствами. Нефть легкая, малопарафинистая, малой вязкости. Залежь по данным исследований изучена недостаточно полно. Большие площади запасов категории С2. Необходимо уточнить сжимаемость нефти, воды и породы.

---

Смотрите также файлы

• Золотая дебетовая картаСбербанкаПодробнее про карту.pdf

• Занятие 7 Планирование внеурочной деятельности с учетом возраста обучающихся по одному из направлений.docx

• Программа профессиональной переподготовки Педагогхореограф. Преподавание хореографии детям и взрослым (340).docx

• Описание контрольной работы Медикобиологические и социальные основы развития.doc

• Вариант 1 Вопросы для контроля самоподготовки.doc