Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

Рисунок 2.1 – График зависимости доли нефти от безразмерного времени. График позволяет определить долю нефти в продукции для любого значения безразмерного времени.

3. Расчёт процесса обводнения по методике М.М. Сатарова [6]

Порядок расчёта процесса обводнения следующий:

1) производится схематизация залежи и размещение скважин;

2) производится статистическая обработк

а данных исследования кернов;

3) подсчитываются активные между рядами и геологические запасы в целом по пласту;

4) определяются приведённые контуры питания и рассчитываются средние дебиты рядов на каждом этапе;

5) составляется таблица для расчёта средних абсолютных проницаемостей для трубок тока по которым движется только нефть и только вода, а также расчёта доли нефти и безразмерного времени, и строится зависимость доли нефти от безразмерного времени;

6) рассчитываются значения безразмерного времени для каждого ряда по годам разработки, по этим значениям из графиков fн=ƒ(τ) находят для каждого года разработки долю нефти в продукции ряда;

7) рассчитывается процесс обводнения рядов скважин, результаты сводятся в таблицу, форма которой приводится ниже в расчётах;

8) все результаты расчётов по рядам суммируются, эта сумма будет представлять собой результат процесса обводнения в целом по пласту;

9) строятся основные графики разработки нефтяной залежи в координатах: годы разработки – показатель разработки.

3.1 Схематизация формы залежи Стандартный транспортный контейнер.

В гидродинамических расчётах залежи неправильной геометрической формы заменяют залежами правильной формы, так как процесс разработки последней не может быть рассчитан вполне точно. Как показали исследования, во многих случаях можно заменить истинную форму залежи правильной геометрической формой, соблюдая при этом известные правила, позволяющие получить результаты расчётов с возможно меньшей погрешностью. Методика гидродинамических расчётов наиболее простая и лучше всего разработана для двух форм залежей: полосообразной и круговой.

В нашем случае мы имеем залежь Кизеловского горизонта некоторой овальной формы размерам 3,8x2,0 км. Данную залежь лучше всего заменить залежью прямоугольной (полосообразной) формы, так как соотношение длин осей (3,8/2,0) >1,5.

При замене необходимо: 1) чтобы общая площадь нефтеносности реальной залежи и схемы были одинаковы; 2) площади нефтеносности между рядами на реальной залежи и на схеме были одинаковы; 3) чтобы соотношение длин осей реальной залежи и схемы были одинаковы; 4) число скважин в рядах должно быть одинаково как на схеме, так и на реальной залежи.

Залежь 1 Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения в начале разрабатывалась блочной системой заводнения, внешние нагнетательные ряды располагались в приконтурной зоне. Исходя из этого, разобьём нашу прямоугольную залежь на блоки. Определим количество нагнетательных и добывающих рядов и скважин учитывая, что площадь реальной залежи 7,6 км2, всего скважин по залежи 74. Будем считать, что они либо нагнетательные, либо добывающие [2].

Данные по проведённой схематизации показаны в таблице 3.1. Как видим, площади реальной залежи и схематизированной отличаются не сильно, как и количество скважин. В дальнейшем расчёты будем вести по схематизированной залежи.

Таблица 3.1. Данные по схематизации залежи

3.2 Статистическая обработка данных исследования кернов

Мы уже ознакомились с функцией изменения проницаемости Саттарова и, зная закон распределения проницаемости, проведём статистическую обработку результатов исследования кернов. Данные по исследованиям керна приведены в таблице З.2, в таблице 3.3 показана статистическая обработка ина рисунке 3.2.1 изображен график зависимости теоретической и статистической интегральной функции изменения проницаемости от проницаемости.

Таблица 3.2. Данные по исследованиям керна

 Скачать реферат