Расчёт показателей разработки Акташской площади по методике ТатНИПИнефть

 

Обоснование принятой методики «ТатНИПИне фть»

 

Методика ТатНИПИнефть достаточно положительно адаптирована к условиям разработки месторождений Республики Татарстан. В методике заложено, что при фиксированных условиях текущий отбор жидкости непостоянен во времени, а снижается по мере отключения обводненных скважин по показательному закону аналогично текущему отбору нефти [14].

Метод “ТатНИПИнефть” соответствует условиям прогнозирования базового варианта разработки эксплуатационного объекта без проведения крупномасштабных мероприятий по изменению сложившийся системы разработки и режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Очевидно, что прогнозируемые показатели разработки по традиционным методам характеристики вытеснения при постоянном отборе жидкости в принципе не могут характеризовать базовый вариант разработки эксплуатационного объекта. Вероятнее всего, это будут показатели одного их возможных рабочих вариантов разработки.

Метод “ТатНИПИнефть”. В данном методе применяются два уравнения:

q_н= , (3.3.1)

; (3.3.2)

где q_н, q_в – удельные текущие дебиты нефти и воды от начального амплитудного дебита, перебывавших в эксплуатации с начала разработки до рассматриваемого момента;

W_оп – потенциально возможный ВНФ.

Амплитудный дебит q₀ выражается формулой:

q₀= (3.3.3)

где n₀ – общее число пробуренных скважин;

n_д – число добывающих скважин, перебывавших в эксплуатации;

n_н – число нагнетательных скважин, находившихся под закачкой с начала разработки;

ΔР – перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин или между пластовыми давлениями в зоне отбора и забойным давлением в добывающих скважинах;

К_э – коэффициент эксплуатации скважин;

К_э – коэффициент эксплуатации скважин;

С – постоянная составляющая, учитывающая влияние на дебит коэффициента продуктивности, зональной неоднородности, фильтрационных параметров и др.

Оперирование в данном методе относительными величинами текущей добычи нефти и воды позволяет исключить влияние таких основных переменных факторов, как нарастающее число скважин, перепады давления, коэффициенты эксплуатации скважин.

Расчет показателей разработки:

1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной сетке скважин с расстоянием между ними 300 м (сетка скважин 300×300 м). Зная площадь нефтеносности и плотность сетки скважин (9·10⁴ м²/скв.), находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:

. (3.3.4)

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

, (3.3.5)

где α– показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин; μ_*- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агент а и нефти в пластовых условиях.

(3.3.6)

(3.3.7)

Исходя из аналитических расчётов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин (3.3.8), т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

.

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды,

(3.3.9)

 

4. Определяем функцию относительной производительности скважин (φ):

(3.3.10)

.

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи, q₀:

(3.3.11)

.

Расчёт конечной характеристики использования запасов нефти:

1. Определяем подвижные запасы нефти (Q_п):

, (3.3.12)

где Q_б- балансовые запасы нефти; К₁- коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин,

, (3.3.13)

где а - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5 (в нашем случае, а=0,4); S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км²;

,

К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента.

.

2. Расчётная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учётом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с различных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

(3.3.14)

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины:

, (3.3.15)

где A₂ - предельная массовая доля воды, часто принимаема я в расчётах равной 0,9;

(3.3.16)

μ₀- коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ_* раз и по плотности в ρ_* раз:

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К_з) при данной послойной неоднородности пласта и предельной доле агента:

(3.3.17)

где

(3.3.18)

(3.3.19)

5. Расчётный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:

(3.3.20)

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀)

 

находятся из следующих формул:

(3.3.21)

(3.3.22)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) в поверхностных условиях будут равными

(3.3.23)

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости:

(3.3.24)

 

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

 

Нефтяная залежь с общим числом скважин (в нашем случае n₀ = 256)

разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом 25 скважин в год.

На первой стадии за счёт ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.

На второй стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счёт постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.

Примем, что за счёт методов интенсификации максимальный амплитудный дебит q_м0 будет в два раза больше минимального.

Третья стадия разработки происходит при фикси рованных условиях, создавшихся в конце второй стадии.

1. На первой стадии текущий дебит нефти:

, (3.3.25)

где t - годы,

n_t0 – число действующих скважин в t-ом году;

, (3.3.26)

где n_tб - число пробуренных скважин в t-ом году;

∑ n_(t-1)б – общее число пробуренных скважин до t- го года.

Расчётный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

(3.3.27)

массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

(3.3.28)

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q_t и расчёты проводятся по следующим формулам:

(3.3.29)

расчётный текущий дебит жидкости

(3.3.30)

массовый текущий дебит

(3.3.31)

 

3. На третьей стадии залежь разрабатывается п ри фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчёт ведется по формулам первой стадии при

Исходные данные для расчета технологических показателей приведены в табл. 3.3.1.

Таблица 3.3.1

Исходные данные для расчета технологических показателей

 

Исходные данные	Величина
Балансовые запасы нефти, Qб, млн.т	16,7
Площадь нефтеносности, м2	2,3∙107
Средний коэффициент продуктивности Кср, т/(сут ∙Па)	3,1·10-6
Зональная неоднородность U23	1,16
Соотношение вязкости нефти и воды в пластовых условиях µн/µв	2,7
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях ρ=ρв/ρн	1,34
Коэффициент вытеснения нефти водой К2	0,56
Коэффициент эксплуатации скважин ξэ	0,85
Амплитудный дебит q0, млн.т/год	0,51
Начальные извлекаемые запасы жидкости QF0, млн.т	18,4
Начальные извлекаемые запасы нефти Q0, млн.т	7,7
Коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ* раз и по плотности в ρ* раз	1,30

 

Расчет динамики дебитов нефти и воды.

1. На первой стадии текущий дебит нефти рассчитывается по формуле

.

 

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых у словиях определяем по формуле(3.3.27):

.

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях определяем по формуле (3.3.28):

.

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q_t, и расчеты проводятся по формулам (3.3.29 – 31).

Так как на первой стадии, по данным расчета, текущий дебит превышает амплитудный, т.е. выполняется условие q_to≤q_мо, то дальнейший расчет не производится.

3. Далее определим темп обводненности данной площади:

(3.3.32)

Результаты расчетов приведены в таблице 3.3.2.

Таблица 3.3.2

 

Результаты расчета по методике “ТатНИПИнефть”

 

Годы	Добыча, млн.т	Накопленная добыча	Накопленная добыча	Обводненность At, %
qt	tF2	, млн.т	, млн.т
	0,0473	0,0486	0,0473	0,0486	2,72
	0,916	0,0968	0,9633	0,1454	5,34
	0,1331	0,1445	1,0964	0,2899	10,2
	0,2085	0,1916	1,3049	0,4815	12,4
	0,2427	0,2382	1,5476	0,7197	14,59
	0,3048	0,2842	1,8524	1,0039	16,63
	0,3329	0,3295	продолжение таблицы 3.3.2 2,1853	1,3334	18,58
	0,3592	0,3743	2,5445	1,7077	20,43
	0,3895	0,4184	2,934	2,1261	22,2
	0,5342	0,4618	3,4682	2,5876	25,57
	0,5985	0,4675	4,0667	3,0554	29,42
	0,6909	0,493	4,7576	3,5484	26,95
	0,8407	0,552	5,5983	4,1004	45,38
	1,1419	0,6371	6,7402	4,7375	55,18
	0,0867	0.4633	6,8269	5,2008	67,13
	0,0813	0.4525	9,9082	5,6533	81,23
	0,0762	0.4418	6,9844	6,0952	82,05
	0,0714	0.4314	7,0558	6,5265	82,7
	0,0669	0.4211	7,1227	6,9476	83,4
	0,0627	0.41110	7,1854	7,3586	84,1
	0,0587	0.4011	7,2441	7,7597	84,7
	0,055	0.3914	7,2991	8,1511	85,3
	0,0516	0.3819	7,3507	8,533	85,9
	0,0483	0.3726	7,399	8,9056	86,5
	0,0453	0.3635	7,4443	9,2691
	0,0423	0.3546	7,4866	9,6237	87,5
	0,0398	0,3458	7,5264	9,9695
	0,0373	0,3373	7,5637	10,3068	88,6
	0,0349	0,3289	7,5986	10,6357	88,9
	0,0327	0,3207	7,6313	10,9564	89,3
	0,0307	0,3127	7,662	11,2691	89,7
	0,0287	0,3049	7,6907	11,5739
	0,0269	0,2972	7,7176	12,1609	90,5
	0,0252	0,2897	7,7428	12,4433	90,9
	0,0237	0,2824	7,7665	12,7186	91,2
	0,0222	0,2753	7,7887	12,9869	91,6
	0,0208	0,2683	7,8095	13,2484	91,9
	0,0195	0,2615	7,829	13,5032	92,2
	0,0182	0,2548	7,8472	13,7513	92,5
	0,0171	0,2483	7,8643	13,9935	92,8
	0,016	0,242	7,8803	14,2292	93,1
	0,015	0,2358	7,8953	14,459	93,3
	0,014	0,2297	7,9093	14,6828	93,8
	0,0132	0,2238	7,9225	14,9008	93,8
	0,0124	0,2181	7,9349	15,122	94,1
	0,0122	0,2154	7,9431	15,457	94,4

 

Сравнивая полученные расчетные данные по методике “ТатНИПИнефть” и реальными данными по площади можно сказать, что прос леживается некая аналогия поведения параметров пласта, как в реальности, так и при расчетах. Но существуют и различия, в основном в цифрах, между ними. Применяя данную систему разбуривания скважин мы видим, что дебиты последних из года в год увеличиваются. Это говорит о том, что, сохраняя такой темп бурения, мы получаем, существенное увеличения добычи жидкости и нефти, тем самым повышая нефтеотдачу пластов. Это объясняетс я тем, что не все пробуренные скважины идут на добычу, часть их переводится под нагнетания вытесняющего агента (воды) впласт с целью поддержания пластового давления и увеличения КИН. Но это неизбежно ведет к увеличению обводненности продукции, что было видно к концу первой стадии разработки Акташской площади, когда заводнение привело росту процента обводнения нефти и, соответственно, снижение общей характеристики пластов-коллекторов

Большие различия просматриваются в увеличении коэффициента обводненности продукции. На практике, ведется непосредственный контроль за обводенностью (снижение отбора жидкости, контроль за продвижением водонефтяного контакта (ВНК), уменьшение объемов закачки в нагнетательные скважины и т.д.), в случае резкого увеличения обводнения применяется комплекс мероприятий по ее снижению или сохранению на оптимальном уровне, что невозможно сделать при расчетах, так как по ним можно только спрогнозировать обводненность и, на практике, предотвратить ее дальнейшее увеличение.

В общем, данная методика позволяет провести гидродинамические расчеты показателей разработки залежи нефти, предсказать их изменение, и на основе полученных результатов вести оптимальную выработку пласта без осложнений, или предотвращая их, а также провести геологическое и гидродинамическое изучение продуктивного горизонта, и на основе этого анализа выбрать систему заводнения коллектора.