1. Геологическая часть. Общие сведения о районе расположения месторождения; стратиграфия; тектоника; литология; нефтегазоносность; строение и коллекторские свойства продуктивных пластов; свойства пластовых флюидов (нефть, газ, вода); энергетические характеристики залежи; сведения о запасах нефти и газа.
2. Технико-технологическая часть. Общая характеристика проектного документа. Анализ состояния разработки на основе сопоставления фактических и проектных показателей разработки. Расчёт перспективного плана добычи нефти на ближайшие пять лет.
Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений
Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:
КИН= 0,195-0,0078µо + 0,082?gK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп — 0,054Нвнз + 0,275Sн — 0,00086S
КИН = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,00086*25 =0,503
Здесь относительная вязкость — отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды).
K — средняя проницаемость пласта в мкм2,
tо — начальная пластовая температура в С,
h — средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,
Кп — коэффициент песчанистости в долях единицы,
Нвнз — отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы,
Sn — начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы,
S — плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.
1. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения
нефть запас природный газ
К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.
Выпускной квалификационной работы:Обзор проектов по разработке ...
... рассматриваются методы разработкиБаженовской свиты и затрагиваются другие вопросы и проблемы разработки сланцевых месторождений нефти. 1 Геологическое описание Баженовской свиты 1.1 Общие сведения Баженовская свита ... фауны и флоры, служит надежным инструментом для дробного расчленения вскрытых скважинами осадочных толщ, обеспечивает установление возрастных диапазонов свит и их пространственную ...
По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:
1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:
, т/год,
где t — порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 — добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 — основание натуральных логарифмов; Qост — остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).
n0 — количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).
3. Годовой темп отбора нефти t — отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):
t низ = qt / Qниз
4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов — отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):
t оиз = qt / Qоиз
5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):
Сумма годовых отборов нефти на текущий год.
6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов — отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):
СQ = Qнак / Qниз
7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения — отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):
КИН = Qнак / Qбал
8. Добыча жидкости за год (qж).
Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.
9.Добыча жидкости с начала разработки (Qж) — сумма годовых отборов жидкости на текущий год.
10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) — отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):
W = qв / qж
11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.
12. Закачка воды с начала разработки Qзак — сумма годовых закачек воды на текущий год.
13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):
Кг = qзак / qж
14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) — отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):
Кнак = Qзак / Qж
15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:
qгаза = qt.Гф
16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки — сумма годовых отборов газа.
17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти — отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):
qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,
где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.
18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости — отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):
19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины — отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):
qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,
где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.
20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.
График разработки месторождения представлен на гистограмме.
Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом
Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:
где Q зап — начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;
Q доб (t) — добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;
P нач — давление в залежи начальное, МПа;
P ср(t) — средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;
- нач и ср(t) — поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)).
Поправка равняется
Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.
|
№ |
Наименование показателя |
Обозначение |
Величина |
Единицы измерения |
|
|
1 |
Начальное пластовое давление |
Р пл |
24,4 |
МПа |
|
|
2 |
Отбор газа за 5 лет |
У Qгаза |
2099 |
млн.м3 |
|
|
3 |
Принятый коэффициент газоотдачи |
К го |
0,8 |
дол. ед |
|
|
4 |
Извлекаемые запасы газа |
V извлек газа |
18498,487 |
млн.м3 |
|
|
5 |
Балансовые запасы газа |
Q бал газа |
23123,1 |
млн.м3 |
|
|
6 |
Среднегодовой темп отбора газа |
Тгаз |
2,23 |
% |
|
|
7 |
Продолжительность разработки |
t |
44 |
год |
|
Выводы по результатам расчётов.
Максимальная
Балансовые (геологические) запасы газа равны 23123,1 млн. м3, извлекаемые запасы газа 18498,487 млн.м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,23 %. Продолжительность разработки газовой залежи — 44 года.
