Сопоставление годовых и накопленных отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов Усть-Балыкского месторождения
(I и II варианты)
Сопоставление отборов нефти при раздельной (I вариант) и совместной (II вариант) эксплуатации пластов приведено в табл. 56, а динамика добычи нефти показана на риc. 67. Из табл. 54, 55, 56 видно, что максимальная разница в накопленной добыче нефти по I и II вариантам объединения пластов составит почти 11,4 млн. т. Несмотря на преимущество при совместной эксплуатации пластов частных экономических показателей, используемых при оценке хозяйственной деятельности предприятий, для народного хозяйства более выгоден вариант раздельной разработки, так как он обеспечивает увеличение накопленной добычи нефти и величину народнохозяйственного эффекта. III вариант. При данном варианте пласт БС1 и часть пласта БС2-3 до внешнего контура нефтеносности пласта БС4 разрабатываются раздельно и только в пределах внешнего контура залежи пласта БС4 планируется совместная эксплуатация пластов БС2-3 + БС4. В связи с этим максимальные дебиты нефти рассчитывались отдельно для пластов БС1, БС2-3 и пластов БС2-3 + БС4. Однако для совместно эксплуатируемых пластов БС2-3 + БС4 коэффициент продуктивности гидродинамическими методами не определялся, так как эксплуатационные скважины с такой комбинацией вскрытия пластов на месторождении отсутствовали. Величина Ксовм была получена нами по уравнению регрессии, она составила 7,241 т/(сут*кгс/см2) (табл. 57). Это значение и было использовано для вычисления максимального дебита нефти по пластам БС2-3 + БС4 при совместной их эксплуатации. Технологические показатели разработки определялись по значениям вспомогательных величин Из табл. 58, 59 следует, что максимальная разница в накопленных отборах составляет 2,369 млн. т нефти, а народнохозяйственный эффект - 865,5 млн. руб. Таблица 57 Расчет коэффициента продуктивности при условии совместной эксплуатации пластов БС2-3 + БС4 Усть-Балыкского месторождения
Примечание. Расчет производился по уравнению регрессии:
Сопоставление и сравнительный анализ технологических и технико-экономических показателей разработки I, II, III вариантов объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты позволили рекомендовать Главтюменнефтегазу и НГДУ Юганскнефть для практического внедрения в качестве оптимального III вариант объединения пластов для совместной эксплуатации, согласно которому на Усть-Балыкском месторождении предусматривается выделение двух эксплуатационных объектов: 1-й объект — залежь пласта БС1, 2-й объект — залежи пластов БС2-3 + БС4.
Рис. 67. Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта при раздельной и совместной эксплуатации пластов Усть-Балыкского месторождения. Составил В. Г. Каналин. 1, 4 - раздельная эксплуатация пластов БС1, БС 2-3, БС4 (I вариант); 2,5 – совместная эксплуатация пластов БС1 +БС 2-3 + БС4 (II вариант); 3, 6 -совместная эксплуатация пластов БС2-3 + БС4 и раздельная эксплуатация пласта БС1 (III вариант). Таблица 58 Суммарные технико-экономические показатели разработки продуктивных пластов БС1 БС 2-3 + БС4 Усть-Балыкского месторождения (III вариант)
Кроме того, в самостоятельный объект эксплуатации предусматривается выделение нижележащей залежи пласта БС10, которая по своим геолого-промысловым особенностям и положению в разрезе резко отличается от вышележащих залежей.
Таблица 59 Сопоставление годовых и накопленных отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов Усть-Балыкского месторождения
26.2. Западно-Сургутское месторождение В пределах месторождения выделен один эксплуатационный объект, в который объединены три продуктивных пласта БС1 + БС 2-3 + БС10. Наибольшая площадь нефтеносности характерна для нижнего пласта БС10, наименьшая - для пласта БС 2-3. В центральной части площади обычно эксплуатируются три пласта, между внешними контурами нефтеносности пластов БС1 и БС 2-3 - два пласта, а за пределами контура нефтеносности пласта БС1 - пласт БС10. На рассматриваемом месторождении также создалась весьма удобная ситуация, которая позволяет оценить эффективность объединения продуктивных пластов для совместной эксплуатации. В большей части скважин коэффициенты продуктивности рассчитывались как при раздельной, так и при совместной эксплуатации пластов. Анализ результатов объединения пластов в один эксплуатационный объект показал, что их совместная эксплуатация нерациональна. С целью рекомендации оптимального объединения пластов в эксплуатационные объекты нами были проведены гидродинамические и экономические расчеты и разработаны три варианта объединения пластов в эксплуатационные объекты. I вариант. Все залежи продуктивных пластов разрабатываются самостоятельной серией скважин, т. е. выделяется три эксплуатационных объекта: 1-й объект - залежь пласта БС1, 2-й объект - залежь пласта БС2-3, 3-й объект — залежь пласта БС10. II вариант. Все залежи продуктивных пластов БС1, БС 2-3, БС10 разрабатываются совместно. Объект эксплуатации один — залежь пластов БС1 + БС 2-3 + БС10. III вариант. Залежь пласта БС10 предлагается разрабатывать самостоятельной серией скважин, а залежи пластов БС1 + БС 2-3 объединить во второй объект эксплуатации. Иными словами, выделяется два эксплуатационных объекта: 1-й объект — залежи пластов БС1 + БС 2-3, 2-й объект — залежи пласта БС10 (табл. 60). Рассмотрим порядок и результаты расчета основных показателей разработки по каждому из предложенных вариантов выделения объектов эксплуатации. I вариант. Для определения максимального дебита нефти в расчетную формулу подставлялись средние значения коэффициентов продуктивности каждого из пластов БС1, БС 2-3, БС10, рассчитанные по материалам гидродинамических промысловых исследований скважин. Далее устанавливались значения полной неоднородности и вспомогательных величин
Рис. 68. Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов Западно-Сургутского месторождения. Составил В. Г. Каналин 1, 4 - раздельная эксплуатация пластов БС1, БС 2-3, БС10 (I вариант); 2, 8 - совместная эксплуатация пластов БС1+БС 2-3 + БС10, (II вариант); 3, 6 - совместная эксплуатация пластов БС1 + БС2-3 и раздельная эксплуатация пласта БС10 (III вариант).
Таблица 60 Основные геолого-физические параметры продуктивных пластов Западно-Сургутского нефтяного месторождении, необходимые для гидродинамических расчетов
В соответствии с приведенными выше зависимостями рассчитывались годовая и накопленная добыча нефти, ее обводненность, закачка агента в залежь каждого пласта БС1, БС2-3, БС10, а также технико-экономические показатели разработки (табл. 61, рис. 68).
Таблица 61 Суммарные технико-экономические показатели разработки продуктивных пластов БС1, БС2-3, БС10 Западно-Сургутского месторождения (I вариант)
II вариант. При этом варианте предусматривается совместная эксплуатация всех пластов, однако все три пласта эксплуатируются лишь в пределах внешнего контура нефтеносности пласта БС2-3, в контуре нефтеносности пласта БС1 - разрабатываются залежи пластов БС1 + БС10. При расчете амплитудных дебитов нефти для совместно эксплуатируемых пластов брались соответствующие коэффициенты продуктивности Ксовм, которые устанавливались по материалам гидродинамических исследований. Для расчета значений Кз, Кнз, Ккз определялась послойная, зональная, геометрическая и полная неоднородность уже в целом для объектов БС1+БС10 и БС1 + БС2-3 + БС10. Для этих же многопластовых объектов определялись значения Таблица 62 Суммарные технико-экономические показатели разработки продуктивных пластов БС1 + БС2-3 + БС10 и БС1 + БС10 Западно-Сургутского месторождения (II вариант)
Результаты гидродинамических и технико-экономических расчетов и их сопоставление показаны в табл. 62, 63 и на рис. 68. По этим данным видно, что максимальная разница в накопленной добыче нефти составляет 11,1 млн. т. Наиболее экономичным является вариант раздельной эксплуатации. Таблица 63 Сопоставление годовых и накопленных отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов Западно-Сургутского нефтяного месторождения (I и II варианты)
III вариант. При III варианте предусматривается совместная эксплуатация пластов БС1 + БС2-3, поэтому при расчете максимального дебита нефти принималось значение коэффициента продуктивности для этих двух пластов, определенное по материалам гидродинамических исследований. Согласно табл. 64, 65 и рис. 68 разница в добыче по I и III вариантам составляет 2,8 млн. т. Таблица 64 Суммарные технико-экономические показатели разработки продуктивных пластов БС, -f- БС2_3 и ВС)0 Западно-Сургутского месторождения (III вариант)
Анализ технологических и технико-экономических расчетов при всех трех вариантах объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты на Западно-Сургутском многопластовом нефтяном месторождении (табл. 61, 62, 63, 64, 65) показывает, что наиболее целесообразным является III вариант — выделение двух объектов эксплуатации: 1-й объект — залежи пластов БС1 + БС2-3, 2-й объект — залежь пласта БС10.
Таблица 65 Сопоставление годовых и накопленных отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов Западно-Сургутского нефтяного месторождения (I и III варианты)
Этот вариант нами был рекомендован для внедрения Глав-тюменнефтегазом, НГДУ Сургутнефть. Следовательно, здесь также предложено разделить многопластовый эксплуатационный объект БС1 + БС2-3 + БС10 на два объекта эксплуатации. 2.6.3. Самотлорское нефтегазовое месторождение В разрезе Самотлорского нефтегазового месторождения, как уже отмечалось, выделено пять основных продуктивных пластов: AB1, AB2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10. На первом этапе проектирования разработки в разрезе месторождения было выделено лишь два эксплуатационных объекта: залежи пластов БВ8 +БВ10; залежи пластов АВ2-3 + AB4-5. Генеральной же схемой разработки залежь каждого пласта была выделена в самостоятельный объект эксплуатации. Таким образом, на месторождении в пределах небольшого участка совместно эксплуатируются пласты групп А и Б (два эксплуатационных объекта), а на всей остальной его площади все залежи разрабатываются самостоятельно (четыре объекта эксплуатации). Для обоснования целесообразности раздельной или совместной эксплуатации продуктивных пластов в разрезе Самотлорского месторождения нами сделаны гидродинамические и технико-экономические расчеты для залежей пластов БВ8 и БВ10 (табл. 66). Затем, изучив геолого-промысловые особенности пластов, мы обосновали два варианта их объединения в эксплуатационные объекты. Согласно I варианту выделяется два эксплуатационных объекта: 1-й объект — залежь пласта БВ8, 2-й объект — залежь пласта БВ10. Во II варианте предлагается объединить оба пласта в один объект эксплуатации БВ8 + БВ10. I вариант. В I варианте для расчета максимального дебита нефти использовались коэффициенты продуктивности скважин, рассчитанные промысловыми методами. Затем вычислялись значения φ, µ0, µ*, γ*, kз, А, полная неоднородность V2раздельно для каждого пласта. Далее определялись годовые отборы нефти и жидкости из пластов БВ8 и БВ10 и производились экономические расчеты (рис. 69). II вариант. При II варианте оба пласта планируется эксплуатировать совместно. В связи с этим послойная и зональная неоднородности рассчитывались уже для единого эксплуатационного объекта БВ8 + БВ10. Значения величин µ0, µ*, γ*, F устанавливались как средневзвешенные либо по мощности, либо по объему этого объекта. Для расчета максимального (амплитудного) дебита нефти объекта БВ8 + БВ10 учитывались значения коэффициентов продуктивности Ксовм, которые определялись по материалам гидродинамических исследований (табл. 67). Производились экономические расчеты (см. рис. 69).
Рис. 69. Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта при раздельной и совместной эксплуатации пластов БВ8 и БВ10 Самотлорского месторождения. Составил В. Г. Каналин 1, 3 - раздельная эксплуатация пластов БВ8, БВ10(I вариант); 2, 4 - совместная эксплуатация пластов БВ8 + БВ10 (II вариант) Таблица 66 Геолого-физические параметры продуктивных пластов Самотлорского месторождения, необходимые для гидродинамических исследований (по данным института СибНИИНП)
Сопоставление годовых и накопленных отборов нефти по I и II вариантам показывает, что разница в накопленной добыче нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов за основной срок разработки составит 76,7 млн. т. Это определяет преимущество раздельной эксплуатации пластов БВ8 и БВ10. Правильность выбора I варианта подтверждается и экономическими расчетами, народнохозяйственный эффект при раздельной эксплуатации гораздо выше, чем при совместной эксплуатации (рис. 69). Вариант раздельной эксплуатации пластов внедряется в настоящее время предприятиями Главтюменнефтегаза. Аналогичные расчеты проводились по пластам АВ2-3 и АВ4-5 для вариантов раздельной и совместной их эксплуатации. Сопоставление годовых и накопленных отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов показало, что разница в накопленной добыче между вариантами за основной срок составила 80,3 млн. т нефти (табл. 67). Величина народнохозяйственного эффекта при совместной разработке пластов приведена выше. Таким образом, на Самотлорском нефтегазовом месторождении подтверждается необходимость раздельной эксплуатации всех пластов.
Таблица 67 Сопоставление накопленных отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов Самотлорского месторождения
Кроме того, технико-экономические расчеты по пластам БВ80, БВ81-2, БВ83 объективно показали необходимость их раздельной эксплуатации, т. е. выделения в неоднородном пласте БВ8 нескольких эксплуатационных объектов. Такой же вывод получен и в СибНИИНП. Геолого-промысловые материалы по продуктивным пластам [29], а также результаты технико-экономических расчетов определили в разрезе месторождения следующие эксплуатационные объекты: 1-й объект — залежь пласта АВ11-2 («рябчик»),2-й объект-залежь пласта АВ13, 3-й объект — залежь пласта АВ2-3, 4-й объект-залежь пласта АВ4-5, 5-й объект—залежь пласта БВ80, 6-й объект— залежь пласта БВ81-2, 7-й объект — залежь пласта БВ83 (5- 6- 7-й объекты по отдельным зонам месторождения), 8-й объект — залежь пласта БВ10. Этот вариант рекомендован для практического внедрения производственным организациям Главтюменнефтегаза. Таким образом, на разрабатываемых месторождениях (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Самотлорское), где по промысловым исследованиям скважин можно вычислить средние значения коэффициента продуктивности Кi и Ксовм и произвести гидродинамические, а затем и технико-экономические расчеты показателей разработки при раздельной и совместной эксплуатации пластов, обоснование целесообразности объединения сравниваемых пластов в эксплуатационные объекты — задача вполне разрешимая.
Глава 27. ПРИМЕНЕНИЕ ПРЕДЛАГАЕМОЙ МЕТОДИКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ Остановимся на решении задачи о целесообразности объединения пластов для совместной эксплуатации на тех нефтяных месторождениях, которые планируется ввести в разработку (на примере Федоровского, Холмогорского и Локосовского месторождений). 27.1. Федоровское месторождение Основными продуктивными пластами на месторождении являются пласты БС1 и БС10 (рис. 70, 71, табл. 68). Пласты представлены песчаниками и алевролитами, близкими по составу.
Таблица 68 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Федоровского месторождения
Рис. 70 Геологический разрез Федоровского месторождения. Составил З.З. Мухаметшин 1 - песчаник газонасыщенный; 2— песчаник нефтенасыщенный; 3 — песчаник водонасыщенный Коллекторские свойства пластов довольно хорошие, несколько худшие характерны для пласта БС1. Большими значениями песчанистости и расчлененности обладает пласт БС10. Физико-химические свойства нефтей залежей обоих пластов значительно различаются, например, вязкость нефти верхнего пласта в 4 раза больше вязкости нефти из нижнего пласта, верхнему пласту свойственно низкое значение газового фактора и довольно высокое содержание серы (1,85%).
I вариант. Выделяются два эксплуатационных объекта: 1-й объект — залежь пласта БС1; 2-й объект — залежь пласта БС10-11.
Таблица 68 Основные геолого-физические параметры пластов БС1 и БС10 Федоровского месторождения, необходимые для гидродинамических расчетов
I вариант. Для оценки максимальных дебитов нефти по пластам БС1 и БС10 необходимо знать коэффициенты продуктивности Ki. Однако при промысловых исследованиях Kiопределялись лишь в единичных скважинах. Поэтому по рекомендованным нами уравнениям регрессии Кi оценивались для пластов БС1 и БС10 (табл. 69, 70). По соответствующим формулам вычислялись значения А, φ, µ0, µ*, γ*, Кз, F полная неоднородность V2, годовые и накопленные отборы нефти и жидкости. Затем были произведены экономические расчеты (рис. 72). II вариант. При совместной эксплуатации пластов необходимо оценить коэффициент продуктивности Ксовм. Для прогнозирования этого параметра использовались рекомендованные нами уравнения регрессии (см. табл. 38). Таблица 69 Расчет коэффициента продуктивности Кi, по пласту БС1 Федоровского месторождения
Примечание: Расчет производился по следующему уравнению регрессии:
Таблица 70 Расчет коэффициента продуктивности Кi по пласту БС10 Федоровского месторождения
Примечание: Расчет производился по следующему уравнению регрессии:
Рис. 72. Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта при раздельной и совместной эксплуатации пластов Федоровского месторождения. Составил В. Г. Каналин 1, 3 - раздельная эксплуатация пластов БС1; БС10 (I вариант); 2, 4 - совместная эксплуатация пластов БС1 + БС10 (II вариант) Результаты расчета Ксовмиспользовались при определении максимального дебита нефти эксплуатационного объекта БС1 + БС10 (табл. 71).
Таблица 71 Расчет коэффициента продуктивности Ксовм при условии совместной эксплуатации пластов БС1 и БС10 Федоровского месторождения
Примечание: Расчет производился по следующему уравнению регрессии: Ксовм = 0,144∆р+2,354λkП+0,047λαСП-1,154λρ2,25+1,93λρ1,05-0,025L+4.013
Для оценки динамики годовых отборов нефти и жидкости из отмеченного многопластового эксплуатационного объекта рассчитывалась соответственно его послойная и зональная неоднородности µ0, µ*, γ*. Далее на ЭВМ были произведены гидродинамические и экономические расчеты (см. рис. 72). Сопоставление накопленных отборов нефти между вариантами раздельной и совместной эксплуатации пластов (табл. 72) показало, что максимальная разница в накопленной добыче нефти между I и II вариантами составляет 23,22 млн.т. Это обеспечивает доход народному хозяйству в размере 35,6 млн.руб. Таблица 72 Сопоставление накопленных отборов нефти при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов БС1 и БС 10-11 Федоровского месторождения
Таким образом, более выгоден I вариант разработки месторождения, хотя по ряду частных экономических показателей, на первый взгляд, наиболее рациональным является II вариант. Рациональность I варианта подтверждается превышением величины народнохозяйственного эффекта за весь период эксплуатации (рис. 72). Следовательно, проведенные по геолого-промысловым характеристикам расчеты позволяют рекомендовать для внедрения вариант их раздельной эксплуатации. Этот вывод подтверждается и экономическимиданными. Вариант раздельной эксплуатации пластов БС1 и БС10 в настоящее время внедряется производственными предприятиями. 27.2. Холмогорское месторождение
Анализ всех геолого-промысловых материалов позволил сопоставить два варианта эксплуатации месторождения. Таблица 73 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Холмогорского нефтяного месторождения
I вариант. Выделяется два эксплуатационных объекта: 1-й объект — залежь пласта БС10, 2-й объект — залежь пласта БС11. II вариант. Предлагается совместная эксплуатация обоих пластов БС10 + БС11, т. е. выделяется один эксплуатационный объект. Для технологических расчетов были определены геолого-физические признаки пластов (табл. 74). I вариант. Для расчета максимальных дебитов нефти необходимо было установить средние значения коэффициентов продуктивности при раздельной эксплуатации пластов. Поскольку при исследованиях скважин эти величины практически не определялись, нами по уравнениям регрессии по косвенным данным были произведены расчеты коэффициентов продуктивности в скважинах, вскрывших раздельно пласты БС10 и БС11 (табл. 75, 76).
Таблица 74 Геолого-физические параметры продуктивных пластов Холмогорского месторождении, необходимые для технологических расчетов
Таблица 75 Расчет коэффициента продуктивности К по пласту БС10 Холмогорского месторождения
Примечание. Расчет производился по уравнению регрессии:
Таблица 76 Расчет коэффициента продуктивности К по пласту БС11 Холмогорского месторождения
Примечание. Расчет производился по следующему уравнению регрессии:
По описанным алгоритмам и составленной по ним программе на ЭВМ были произведены гидродинамические и экономические расчеты технико-экономических показателей разработки (рис. 75). II вариант. Для расчета максимальных отборов нефти при совместной эксплуатации пластов необходимо знать коэффициенты продуктивности Ксовм- При промысловых исследованиях ни в одной скважине Ксовм не определялся. Для прогнозирования Ксовм были использованы рекомендованные нами для практических расчетов уравнения регрессии (табл. 75, 76). По среднему значению Ксовм рассчитывался максимальный дебит нефти многопланового эксплуатационного объекта БС10 + БС11.
Рис. 75. Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта при раздельной и совместной эксплуатации пластов Холмогорского месторождения. Составил В. Г. Каналин 1,3 -раздельная эксплуатация пластов БС10; БС11 (I вариант); 2, 4 - совместная эксплуатация пластов БС10 + БС11 (II вариант)
Таблица 77 Расчет коэффициента продуктивности при условии совместной эксплуатации пластов БС10 + БС11 Холмогорского месторождения
Примечание. Расчет производился по следующему уравнению регрессии:
Для оценки динамики основных технологических показателей разработки эксплуатационного объекта вычислялись такие вспомогательные параметры, как послойная и зональная неоднородностьА, µ0, µ*, γ* и т.д. По составленной программе на ЭВМ были произведены гидродинамические и экономические расчеты данного варианта (рис. 75). Сопоставление накопленных отборов нефти показало, что максимальная разница в накопленной добыче нефти при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов составляет 14,25 млн. т (табл. 78). Значительная разница в добыче нефти свидетельствует о повышении коэффициента нефтеотдачи при раздельной эксплуатации продуктивных пластов. Таким образом, вариант раздельной эксплуатации можно считать оптимальным, это подтверждается и величиной показателя народнохозяйственного эффекта. Таблица 78 Сопоставление накопленных отборов нефти при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов БС10 и БС11 Холмгорского нефтяного месторождения
Все вышеизложенное позволяет рекомендовать для внедрения вариант раздельной эксплуатации пластов БС10 и БС11. 27.3. Локосовское месторождение В разрезе Локосовского нефтяного месторождения установлено два продуктивных пласта БВ5 и БВ6 (рис. 76, табл. 79). Положение залежей в плане,
Рис. 76. Геологический разрез Локосовского месторождения. Составил Ф. 3. Хафизов 1- песчаник нефтенасыщенный, 2 — песчаник водонасыщенный
На основе анализа геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов нами предложено два варианта их объединения в эксплуатационные объекты: I вариант. Этим вариантом предусматривается раздельная эксплуатация залежи обоих пластов, т. е. выделение двух эксплуатационных объектов: 1-й объект - залежь пласта БВ5, 2-й объект — залежь пласта БВ6. Во II варианте предполагается совместная эксплуатация залежей обоих пластов, т. е. объединение их в один эксплуатационный объект БВ5 + БВ6.
Таблица 79 Геолого-промысловая характеристика пластов Локосовского месторождения
Для гидродинамических расчетов были определены основные геолого-физические параметры продуктивных пластов (табл. 80). Это коэффициенты продуктивности Kiдля пластов БВ5 и БВ6, которые рассчитывались по уравнениям регрессии (см. табл. 37). Далее оценивались коэффициенты продуктивности Ксовм при условии совместной эксплуатации пластов, которые рассчитывались в соответствии с рекомендованными нами для практических расчетов уравнениями регрессии (см. табл. 38). По принятым значениям коэффициентов продуктивности вычислялись соответствующие максимальные дебиты нефти для эксплуатационных объектов БВ5, БВ6, БВ5 + БВ6. Кроме того, определялись значения V2, µ0, µ*, γ*, kз, F и т.д.
Таблица 80 Геолого-физические параметры продуктивных пластов Локосовского месторождения, необходимые для гидродинамических расчетов
Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта демонстрируется на рис. 78. Сопоставление накопленных отборов нефти показало, что максимальная разница в накопленных отборах нефти при сравнении вариантов раздельной и совместной эксплуатации пластов за 20 лет достигнет 7,8 млн. т (табл. 81). Анализ величины ∆qи критерия народнохозяйственной эффективности позволяет рекомендовать для внедрения Главтюменнефтегазу ва
|
, µ0, µ*, γ*, kз, F соответственно пласта БС1, части пласта БС2-3 и пластов БС2-3 + БС4. По этим данным рассчитывались технологические, а затем и технико-экономические показатели разработки, которые затем суммировались в целом по месторождению (табл. 58, 59, рис. 67).
Нами предложены два варианта объединения пластов в эксплуатационные объекты.
II вариант. Выделяется один эксплуатационный объект — залежи пластов БС1 + БС10-11. Для гидродинамических расчетов определялись исходные геолого-физические параметры продуктивных пластов (табл. 68).
ρ4,25
В разрезе месторождения установлено два основных продуктивных пласта — БС10, БС11 (рис. 73, табл. 73). Положение залежей в плане (в пределах внешних контуров нефтеносности) показано на рис. 74. Рассматриваемые пласты представлены песчаниками, алевролитами, близкими по литологическому составу. Коллекторские свойства верхнего пласта хуже, чем пласта БС11. Так, например, коэффициент проницаемости пласта БС10 равен 64 мД, а пласта БС11 - 105 мД. Оба сравниваемых пласта характеризуются значительной неоднородностью, причем минимальной песчанистостью и максимальной расчлененностью (kр=3,5) обладает пласт БС11. Вязкость нефти выше в пластовых условиях нижнего пласта. Наибольшие запасы нефти сосредоточены в залежи пласта БС11. Площади залежей обоих пластов в пределах внешних контуров нефтеносности практически совпадают в плане, что вполне позволяет эксплуатировать их совместно.
в пределах внешних контуров нефтеносности изображено на рис. 77. Оба пласта сложены песчаниками, алевролитами, состав которых довольно близок между собой. Пласт БВ6 характеризуется значительной неоднородностью благодаря замещению в сводовой части песчаников плотными породами, эффективная мощность изменяется от нуля до 12,4 м. Тип залежи — пластовый сводовый, участками литологически экранированный. Пласт БВ5 характеризуется однородным составом обломочного материала, эффективная мощность изменяется от 8,4 до 11,8 м. Здесь выделено от 1 до 4 плотных прослоев, мощность которых достигает 0,4 - 1,6 м. Коллекторские свойства, дебиты нефти и коэффициенты продуктивности здесь в среднем гораздо выше, чем у нижележащего пласта БВ6. Залежь пластовая сводовая. Таким образом, продуктивные пласты имеют различные геолого-промысловые характеристики [10, 29].
