Методика В.Д. Лысенко

Наличие удовлетворительных по своей точности уравнений разработки нефтяной залежи является необходимым признаком способности эффективно управлять этим процессом. Уравнения должны обладать достаточной полнотой: учитывать все основные параметры и все существенно влияющие факторы.

.Уравнение добычи нефти

q(t)=(q0(t)/(Q0(t)+0.5*q0(t))*(Q0(t)-(q1+...+qt-1)); где

q(t) - дебит нефти рассматриваемой залежи в момент времени t

q0(t) - амплитудный дебит или начальный максимальный дебит

Q0(t) - начальные извлекаемые запасы введенные в разработку

. Уравнение добычи жидкости

qf(t)=(q0(t)/(Qf0(t)+0.5*q0(t))*[Qf0(t)*(1+Eв)-(qf1+...+qf(t-1))]; где

qf(t) - расчетный дебит жидкости в году t при отсутствии различия физических свойств нефти и вытесняющего агента

Qf0(t) - расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости в году t

Ев - коэффициент увеличения расчетных начальных извлекаемых запасов

. Уравнение числа работающих скважин

n(t)=[N0(t)/(N0(t)+0.5*n0(t))]*[n0(t)-((n0*n/N0)1+...+(n0*n/N0)t-1);

N0(t)=n0(t)*2*Qf0(t)/q0(t); где

n(t) - число работающих скважин в году t

n0(t) - число пробуренных и введенных в эксплуатацию скважин в году t

n0 - проектное число скважин

n0э, n0н -число проектных эксплуатационных и нагнетательных скважин

n0э1 - число скважин находящихся в первых рядах относительно нагнетательных

N0(t) - начальный запас скважино-лет в году t.

4. Текущая потребная закачка вытесняющего агента оказывается следующим образом связанной с текущим дебитом нефти, расчетным текущим дебитом жидкости и текущим (от середины предыдущего года до середины данного года) изменением пластового давления:

qз(t)=(q(t)*Y*+(qf(t)-q(t))*M0+Qб(t)*b***(Pплt-Pпл(t-1)))*(1+Eз);

М0= 0,5*(1+ М*)* Y*; Y*= Yв/ Yн;

М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К21,5; где

М0- коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента

М* - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти

Y* - весовое соотношение вытесняющего агента и вытесняемой нефти

b** - эквивалентный коэффициент упругоемкости, учитывающий долю геологических запасов нефти в объеме продуктивного пласта (bн)

Qб(t) - разбуренные и введенные в разработку балансовые запасы в году t

Кф - фильтрационный коэффициент, учитывающий тормозящие действия остаточной нефти

К2 - коэффициент вытеснения нефти водой

. В приведенных выше уравнениях содержались величины амплитудного дебита и пластового давления. Определим их по следующим формулам:

q0(t)=T*Кпрср*n0(t)*(Рсн - Рсэ)*ф*z1*z2*z3

ф=(1/(1/М*+1/m1))*1/(1+m)

m1=n0э1/n0н; m=n0э/n0н

М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К21,5;

z1=1-1.3*((n0-nи)/(n0-Vпр2))0,5*(Vпр2/nи)0,5;

Vпр2=(Kпр2)ср/(Kпрср)2 -1;

z2=1/(1+2.3*(0.2*Vпр2+W2)*S’/d2);

S’=S/n0; d=r*(2*((Кпр2)ср-(Кпрср)2)/((К*-К**)2)ср)0,5;

z3=1+0.06*ln(n0/nи);

z1 - коэффициент надежности

z2 - коэффициент учитывающий снижение общего дебита системы скважин из-за прерывистости и зональной неоднородности по проводимости пластов

z3 - коэффициент учитывающий увеличение амплитудного дебита за счет пропорционального сгущения сетки скважин

V2пр - зональная неоднородность по продуктивности

Рсэ, Рсн - забойное давление добывающих и нагнетательных скважин

Кпрср - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти

ф - функция относительной производительности скважины при единичном коэффициенте продуктивности и единичной разности забойных давлений в нагнетательных и добывающих скважинах

W - доля неколлектора по площади распределения слоев и пластов

S’ - площадь, приходящаяся на одну скважину

d - сторона квадратной зоны и площадь зоны, которыми моделируется зональная неоднородность

Рпл(t)=(Pсн*M**n0н+Pсэ*n0э)/(M**n0н+n0э);

Рпл(t) - пластовое давление

. В представленные формулы разработки нефтяной залежи кроме амплитудного дебита входят и другие интегральные параметры, в их числе начальные извлекаемые запасы нефти. Этот параметр представляется следующей цепочкой формул:

Q0(t)=Qб(t)*Kно=Qб(t)*K1*K2*K3*K4;

К1=е**((0,2*Vз2+W2)*S’/d2);

К3=К3н+(К3к-К3н)*А; К3н=1/(1,2+4,2*V2); К3к=1/(0,95+0,25*V2);

А=А2/((1-А2)*М0+А2); М0=0,5*(1+М*)*Y*;

Vнс2=(2*lср)/S’;

К4=(0,8+q0’*Tc/Q00’)/(1+q0’/Q00’*Tc); Q00’=Q00/n0; Q0’=Q0(t)/n0, где

К1 - коэффициент охвата дренированием

К2 - коэффициент вытеснения нефти водой

К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти

К4 - доля использования потенциально извлекаемых запасов нефти

А2 - весовая доля агента в продукции нефтяных пластов

А - расчетная предельная максимально допустимая доля агента в продукции добывающей скважины

V2 - неравномерность вытеснения нефти агентом в типичную добывающую скважину

Q00 - потенциально извлекаемые запасы

. Следующим по важности интегральным параметром, входящим в уравнение разработки нефтяной залежи является расчетный суммарный отбор жидкости за все время разработки залежи или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости.

Qf0(t)=Qб(t)*K1*K2*F*K4;=K3н+(K3к-K3н)*ln(1/(1-A));

F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

Расчет буду производить по выше приведенным формулам.

Исходные данные, необходимые для расчета показателей разработки п методике В. Д. Лысенко сведены в табл.3.2.:

Таблица 3.2

Вывод

Расчеты проводились для двух вариантов разработки пласта ПК19-2(первый из которых предусматривал эксплуатацию объекта существующим добывающими и нагнетательными скважинами, а второй - ввод в эксплуатацию четырёх дополнительных нагнетательных скважин в течении последующих 6 лет.

По результатам расчетов были построены зависимости изменения новых показателей разработки во времени, представлен прогноз показателей разработки на 6 лет, а также сравнение годовых отборов по нефти жидкости, рассчитанных по двум вариантам разработки.

Сравнивая по диаграмме фактическую накопленную добычу нефти расчетной можно сделать вывод, что принятая для расчетов методика В.Д. Лысенко хорошо учитывает особенности эксплуатации объекта и достаточно точно описывает динамику изменения основных показателей разработки. Это позволяет нам с большей точностью спрогнозировать дальнейшее поведение показателей разработки пласта ПК 19-20 Барсуковского месторождения.

На графике годовых отборов нефти видно, что с вводом дополнительных нагнетательных скважин удастся стабилизировать и не допустить падения добычи нефти, по сравнению с базовым вариантом разработки.

1. А.с. 1006712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Г.М.Швед и др. (СССР). -№33247443/22-03; опубл. 04.02.83, Бюл. №11

2. А.с. 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И.Клещенко и др. (СССР). №3496314/22-03; опубл. 04.01.83; БИ. №9

3. А.с. 193402 СССР. Способ разработки нефтяных месторождений/ А.А.Боксерман, А.И. Губанов, Ю.П. Желтов, А.А. Кочешков, В.Г. Огинджанянц, МЛ. Сургучев Опубл. в 01.01.67, БИ№ 1.

4. Абабков К.В. Влияние геологических особенностей строения Восточно-Правдинского месторождения на показатели разработки и обводненность добываемой продукции.//

5. Нефтепромысловое дело. 1999. № 12.-е. 12-17.

6. Абасов М.Т. Статистическая оценка конечной нефтеотдачи по залежам Азербайджана // Геология нефти и газа. 1974. №2.

7. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю.В., Хасаншин Р.Н. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти. //Интервал. 2001. № 6. с.3-5.

8. Абызбаев И.И, СыртлановА.Ш, Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа: Китап, 1994. 180 с.

9. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1978.-70 с.

10. Абызбаев И.И., Леви Б.П. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1979. — 48 с.

11. Абызбаев И.И., Сергеев В.Б., Чепайкин А.И., Лукьянова З.М., Гиниатуллина Р.П. Эффективность форсированного отбора жидкости на Арланском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1981. № 6.

12. АКОР тампонажные составы (растворы) на основе этилсиликатов и катализатора для ремонтно-изоляционных работ в скважине // Нефтяное хозяйство. - 1987. - №10

13. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти // Нефтя ное хозяйство.-1993.-№ 12.-С.22-24

14. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф. Основы полимерного воздействия на пласт чередующейся закачкой растворов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992.- Нефтепромысловое дело.-№ 8.- С. 22-26.

15. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. -Новосибирск: Наука. Сиб. издательская фирма РАН, 1995. 198 с.15.16,17,1819,20,2122,2324,25,26,27,

16. Ахметов А., Михальчук Т., Решетников А., Хакимов А., Хлебникова М., Телин А. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде //Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2002, № 4, с.25-31

17. Ахметов А.Т., Телин А.Г. Новые принципы потокоотклоняющих технологий на базе инвертных эмульсий // Уфа. Сборник научных трудов. VI конгресса нефтегазопромышленников России, 2005. 383 с

18. Ахметов З.М., Шавалиев A.M. Исследование эффективности' нестационарного воздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 43 с.

19. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного меторождения. Уфа: Баш. Изд-во «Китап», 1993.-280 с.

20. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 197