МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Факультет

Утверждаю: зав.кафедрой_______________________________________________________

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенту:

Дисциплина: ТОРНМ

1. Рассчитать и спроектировать: составить проект разработки по участку пласта БС-11 Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть.

Утверждена приказом по ВУЗу от ________________№__________________

2. Срок сдачи студентом законченного проекта__________________________

3. Исходные данные к проекту: геолого-физические характеристики объекта разработки, подсчет характеристик геологической неоднородности, промысловые данные разработки месторождения.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке): обоснование и схему расстановки скважин по объекту, величину мгновенных дебитов скважин, характеристику зависимости доли нефти в продукции скважин, как функцию t (безразмерного времени).

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

____________________________________________________________________________________________________________________________________

6. Список рекомендуемой литературы

1)                Методика проектирования разработки “КМ Гипровостокнефть”.

2)                Ковалев В.С., Житомирский В.М.”Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения”. Москва “Недра”, 1976, 246с.

3)                Токарев М.А. “Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных моделей”.

7. Руководитель: Токарев М.А.

Задание принял к исполнению

_______________________________________________________

дата и подпись студента

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.     Геологическая часть

1.1             Геологическая характеристика месторождения

1.2             Продуктивные пласты

1.3             Свойства пластовых жидкостей и газов

1.4             Запасы нефти и растворенного газа

2. Методика расчёта показателей разработки нефтяных месторождений

2.1 Обоснование математической модели

2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей

2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным

истории ее разработки

2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

3.        Порядок расчёта и расчёт показателей разработки

4.        Анализ проведённого проектирования

Список использованной литературы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Геологическая характеристика месторождения
На Суторминском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласно унифицированной стратиграфической схемы 1978г.

Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.

Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Суторминское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:

I этап – предварительная разведка 1971-1979гг.;

II этап – промышленная разведка 1978-1983гг., по результатам которой произведен подсчет запасов нефти и газа по промышленным категориям и передачей месторождения в разработку;

III этап – доразведка, в процессе эксплутационного разбуривания.

Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Суторминского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры. ВНК в среднем принимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь – пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8*18,2 км, высота 84,7 м.

Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-2 получены притоки нефти от 1,3 м³/сут до 80,5 м³/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С₁ составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.

Залежь пласта БС10-1. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-алевритовые разности пород.

По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м³/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

Залежь пласта ПК-1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м³/сут (скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК по площади принят на отметке 1037 + 2 м. Размеры залежи 21,2х 10,9 км, высота 37 м. Тип залежи - массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.

Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежи в пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании их получены незначительные притоки нефти (1-3 м³/сут) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия.
1.2 Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов
Основным объектом разработки Суторминского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алевролитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.

По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.

Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9). граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационные характеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и их следует отнести к пассивным. Наибольшее распространение такие линзовидные коллектора имеют в южной и восточной частях залежи пласта БС11.

Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.

На геолого-статистических разрезах, построенных для различных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве (см. табл. 1.3.1) - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.

По данным геофизических исследований скважин (ГИС) исследовано распределение проницаемости по пласту БС11. Отмечено, что распре-деление проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение (см. табл. 1.3.2). Исходя из этого, были построены карты проницаемости. Наибольшие значения проницаемости характерны для восточной и северной частей залежи. Южная часть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.

Пласт БС10-1 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замещен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.

Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, что распределение проницаемости, нефтенасы-щенности, песчанистости по разрезу равномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта.

По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.
Таблица 1.2.1

Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Суторминского месторождения

Параметры	БС10-1	БС11
		запад	восток	юг
Толщина общая, м	17,8	30,9	18,6	27,2
Толщина эффективная, м	7,6	19,9	12,6	13,9
Коэффициент расчлененности	2,5	6,9	4,9	6,6
Толщина проницаемого прослоя, м	2,5	3,2	2,8	2,2
Толщина непроницаемого прослоя, м	5,3	1,7	1,2	2,1
Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед.	0,411	0,652	0,682	0,507
Коэффициент распространения коллектора, дол.ед.	0,281	0,458	0,417	0,294
Коэффициент проницаемости, мД	0,065	0,034	0,049	0,033
Коэффициент пористостости, дол.ед.	0,192	0,184	0,188	0,182
Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед.	0,576	0,635	0,721	0,587
Показатель послойной неоднородности, дол.ед.	0,100	0,372	0,255	0,323
Показатель зональной неоднородности, дол.ед.	0,161	0,428	0,182	0,393
Параметр функции воздействия	0,693	0,432	0,827	0,678
Параметр функции охвата	0,560	0,111	0,190	0,470
Параметр функции вертикальной связи	0,0291	0,350	0,404	0,447

1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды Суторминского месторождения
На Суторминском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскефтегаз».

Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.3.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84°С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным истории ее разработки

Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными в процессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.

При отсутствии - ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах 3.3.

В отличии от раздела 3.3 вначале определяется величина t за год, предшествующий прогнозному году по соотношению:

                                                     (2.8)

Затем определяется t на 1 прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 3.3.2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.

По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.

Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:
                                              (2.9)
где Q_ж - дебит скважины, в пластовых условиях, м³/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; К_э - коэффициент эксплуатации скважин.

Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия ( x ).

Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).

Определенная в данном разделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.

3. Расчёт показателей разработки пласта БС₁₁ Суторминского месторождения

Исходные данные для расчётов приведены в таблице 3.1.

1. Рассчитываем площадь залежи



 м², (3.1)
где В - ширина залежи, м; L - длина залежи, м.

2. Находим начальные балансовые запасы нефти объёмным методом



 т, (3.2)
где h_эф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - коэффициент пористости, доли ед.; S_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; r_нпл - плотность нефти в пластовых условиях, т/м³; b_н - объёмный коэффициент нефти, доли ед. /3/

3. Так как L/B>1,5 данную залежь схематизируем как полосообразную. Для неё используем трёхрядное размещение добывающих скважин с законтурным заводнением. Так как залежь с двусторонним питанием делим её на две равные части и проводим расчёты только для одной.

3.1 Определяем среднее расстояние между рядами



 м, (3.3)
где n - число рядов.

3.2 Определяем расстояние от контура питания до первого добывающего ряда и между первым и вторым рядами соответственно по формулам



 м, (3.4)

 м. (3.5)
Таблица 3.1.

Ширина залежи, м	18200
Длина залежи, м	27800
Эффективная толщина пласта, м	12
Пористость, доли ед.	0,18
Проницаемость, мкм2	0,04
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	0,64
Вязкость нефти, мПа*с	1,25
Плотность нефти, кг/м3	780
Перепад давления, МПа	3
Балансовые запасы, млн.т.	590,83
Объемный коэффициент, доли ед.	1,185
Приведенный радиус скважины, м	0,055
Коэффициент эксплуатации, доли ед.	0,8

3.3 Находим



, (3.6)
где r_c - приведённый радиус скважины, м.

3.4 По номограмме из книги /4/ находим среднее расстояние между скважинами




 м. (3.7)
3.5 Рассчитываем среднее количество скважин



. (3.8)
3.6 Определяем количество скважин в рядах



 скв, (3.9)

 скв. (3.10)
3.7 Находим расстояния между скважинами в рядах



 м, (3.11)

 м. (3.12)
В результате проведённой схематизации залежи общее количество добывающих скважин составляет 1899 скв, а нагнетательных - 1899/3=633 скв.

4. Рассчитываем параметр Крылова



 т/скв. (3.13)




5. Определяем дебиты в рядах по формуле Маскета /3/
       , (3.14)

т/сут,

, (3.15)

 т/сут,
где k - проницаемость, м²;

m - динамическая вязкость нефти, Па*с;

DР=3 МПа - перепад давления, Па;

r_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

R_к1, R_к2 - расстояние до контура питания, м.

6. По формуле (2.9) определяем годовой отбор жидкости
 т/год.




7. Находим приращение величины безразмерного времени
.
8. Исходя из соотношения вязкостей нефти и воды (m₀=1,2), выбираем по книге /2/ модель слоисто-неоднородного пласта и адаптируем на наши условия (таблица 3.2, рисунок 3).

9. Производим расчёт показателей разработки по формулам (2.3) - (2.8) (таблица 3.3).
Таблица 3.2.

Доля нефти в добываемой продукции в зависимости от безразмерного времени

	Fн i
0,028359	1
0,056719	1
0,085078	0.999
0,113437	0.997
0,141796	0.996
0,170156	0.993
0,198515	0.089
0,226874	0,986
0,255234	0,982
0,283593	0,975
0,311952	0,964
0,340311	0,950
0,368671	0,926
0,39703	0,900
0,425389	0,862
0,453749	0,813
0,482108	0,765
0,510467	0,705
0,538826	0,654
0,567186	0,616
0,595545	0,573
0,623904	0,525
0,652264	0,487
0,680623	0,453
0,708982	0,428
0,737342	0,402
0,765701	0,377
0,79406	0,357
0,822419	0,333
0,850779	0,314
0,879138	0,295
0,907497	0,274
0,935857	0,261
0,964216	0,240
0,992575	0,221
1,020934	0,203
1,049294	0,186
1,077653	0,165
1,106012	0,146
1,134372	0,134
1,162731	0,117
1,19109	0,097
1,219449	0,084
1,247809	0,069
1,276168	0,060
1,304527	0,051
1,332887	0,044
1,361246	0,041
1,389605	0,037
1,417964	0,032
1,446324	0,028
1,474683	0,028

В таблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки. Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.

4. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Методика расчета показателей разработки предлагаемая институтом «Гипровостокнефть» проста, и вместе с тем дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическими выкладками.

Расчёты по скважинам при использовании одномерной математической модели ранее обычно не производили; для этой цели необходимо использовать двумерные математические модели. Использование двумерной математической модели весьма трудоемко, необходимо иметь ЭВМ высокой производительности, отсутствуют технологичные программы автоматизированной адаптации и необходимо иметь достаточно большое количество информации. В связи с этим при проектировании разработки они применяются относительно редко.

Для определения точности прогноза при расчете по скважинам с использованием одномерной модели проведено сопоставление воспроизведения истории разработки и результатов прогноза при использовании двумерной и одномерной моделей по залежам нефти пласта А4 Медведевского и Хилковского месторождений.

Воспроизведение истории разработки с использованием двумерной модели по Медведевскому месторождению выполнено в институте "Гипровостокнефть", по Хилковскому в институте ВНИИ.

Сопоставление результатов воспроизведения истории разработки и прогноза по скважинам (и в целом по залежам) при использовании одномерной и двумерной моделей показало, что в обоих случаях обеспечивается практически одинаковая точность прогноза.

О повышении точности прогноза при выполнении расчетов по скважинам свидетельствует опыт проектирования разработки месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.     «Расчёт динамики показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме», методические разработки для студентов при выполнении курсовых и дипломных работ по специальности 0907, Куйбышев, 1990;

2.     В.С. Ковалёв, В.М. Житомирский «Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения», Москва, «Недра», 1976, 246 с.;

3.     М.А. Токарев «Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей», методическое руководство, УНИ, 1991;

4.     Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений», Москва,«НЕДРА», 1998.