Методика ТатНИПИ

Методика "ТатНИПИнефть" нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири, Алжире и Ираке.

Данная методика основана на использовании послойно- и зонально-неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статические и вероятные методы.

В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран бобриковский горизонт.

Для  реализации расчета необходимые данные представлены в табл. 1.

Таблица 1

Расчет технологических показателей разработки

Расчет показателей разработки

1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной  сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки  скважин.

 км²/скв

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

                         ,                             

где  а – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных  и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),

               μ_* - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

;

;

                                ;                     

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

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

                  ;                           

4. Определяем функцию относительной производительности скважин ()

                 ;                 

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (q_o).

,

где Δp= 10⁷ МПа  - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.

q₀ = 365∙2,1∙10^-5∙73∙10⁷∙0,33=1,78 млн.т/год.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти

1. Подвижные запасы нефти (Q_n)

Q_n=Q_бК₁К₂, где Q_б – балансовые запасы нефти; К₁- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К₁=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2), S – площадь, приходящаяся на  одну скважину, км²; К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

            К₁=1-0,2∙0,49=0,9        Q_n=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента  U²_р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.

,

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

                    где μ₀=0,5 (1+ μ_*)ρ_*;      ρ_*= ρ_{в /} ρ_н;

А₂ – предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; μ₀ –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ_* раз и по плотности в ρ_* раз.

                           μ₀ = 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1

                           А=

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К₃) при данной послойной неоднородности пласта (U²_p) и предельной доле агента (А)

К₃= К_нз+( К_кэ- К_нз)А,

где

                        ;                          

                       ;               

К_з=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879

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

F=K_H3+( K_K3+ K_H3)ln(1/(1-A));

F=0,246+(0,893-0,246) ln(1/(1-0,979))=2,749.

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO) и нефти (Q_O) находятся из следующих формул:

Q_FO= Q_nF ,        Q_O= Q_nK₃

Q_FO=15,134∙2,749=41,6 млн.т       Q_O=15,134∙0,879=13,3 млн.т      

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO2) в поверхностных условиях будут равными:

Q_FO2= Q_O+(Q_FO - Q_O)μ₀;

Q_FO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.

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

;             ;

а нефтеотдача пластов

К_но=Q_o/Q_б=13,3/23=0,578.

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин (n₀=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год.

1. На первой стадии текущий дебит нефти

где t – годы, n_t0 – число действующих скважин в t-м году;

n_t0 = n_tб / 2+∑ n_(t-1)б; n_tб - число пробуренных скважин в t-м году;

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

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

q_{tF2 =} q_t + (q_tF- q_t)μ₀.

Обводненность                         А_t= (1-q_t/q_tF)∙100

Среднесуточный дебит одной скважины:

,

где n_t0 - число действующих скважин в t-м году;

ξ_э – коэффициент эксплуатации скважин;

Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии.

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

текущий амплитудный дебит                 ,

расчетный  текущий  дебит        ,

массовый   текущий  дебит  жидкости:    q_tF2= q_t+(q_tF- q_t)μ₀.     

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

Для первой стадии при t =1, n_t0 = 5

 млн.т/год,

 млн.т/год,

q_tF2=0,114+(0,119-0,114)∙2,1=0,125 млн.т/год,

,

т/сут.

Для второй стадии при t=9

 млн.т/год,

 млн.т/год,

q_tF2=1,11+(1,68-1,11)∙1,68=2,30 млн.т/год,

Для третьей стадии при t=13

 млн.т/год,

 млн.т/год,

q_tF2=0,41+(1,1-0,41)∙2,1=1,86 млн.т/год,

Результаты расчетов приведены в таблице.

Таблица

Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет