Текущее состояние разработки нефтяной залежи

Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки.

Параметр	Единицы измерения	Значение параметра
Тип коллектора		терр.
Средняя общая толщина	м	37
Средняя нефтенасыщенная толщина	м	14,6
Пористость	%	19
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ	доли ед.	0,885
Проницаемость по ГДИ	мкм2	0,69
Коэффициент расчлененности	доли ед.	1,86
Начальная пластовая температура	°С	26,7
Начальное пластовое давление	МПа	14,63
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	37,3
Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0,894
Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0,913
Абсолютная отметка ВНК	м	-1220
Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,025
Давление насыщения нефти газом	МПа	7,24
Газосодержание	м3/т	15,6
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа·с	1,58
Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	1,177
Начальные геологические запасы нефти	тыс. т	10978
Начальные извлекаемые запасы нефти	тыс. т	6355

Терригенный коллектор, не смотря на то, что в карбонатном коллекторе происходит накопление значительной доли от всех общих известных на сегодня запасов нефти, все же является основным. В нем скапливается 78% природного газа и 58% всех нефтяных запасов, разведанных на сегодняшний день по всему миру. По своим характеристикам терригенные коллекторы имеют достаточно разнообразные ёмкостно-фильтрационные свойства. Средняя пористость терригенных нефтеносных коллекторов оценивается в 20%, в то время, как их проницаемость составляет десятые, сотые доли миллиметров квадратных. Стоит сказать, что данному виду коллекторов принадлежит лидирующая позиция по своему качеству и количеству залежей полезных ископаемых, оставив на втором месте карбонатные коллекторы.

Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 14,6 м., средняя общая толщина – 37 м. Процентное соотношение средней нефтенасыщенной толщины к средней общей толщине составляет 39,4%.

По классификации терригенных коллекторов А.А. Ханина данный коллектор, имеющий пористость – 19%, проницаемость – 0,69 мкм² или 690 мД, относится к II классу с высокой характеристикой коллектора по проницаемости. По классификации Г.И. Теодоровича данный коллектор относится к группе хорошо проницаемых, II классу коллекторов.

По вязкости нефть относится к высоковязкому классу (>25 мПа*с), по плотности – к тяжёлому классу (от 0,87 до 0,9  г/см³).

Газосодержание – объём газа, растворённого в 1 м³ объёма пластовой нефти. По газосодержанию, равному 15,6 м³/т, и по вязкости, равной 37,3 мПа*с, данная нефть относится к трудноизвлекаемым.

По плотности, равной 1,177 т/м³, и вязкости, равной 1,58 мПа*с, пластовую воду можно к солоноватым.

Температура пласта – параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа; с пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений. Начальная пластовая температура составляет 26,7 ^оС.

Гидростатическое давление (p=rgh) с учётом отметки ВНК, равной   «-1220» м., а также принимаемой плотности пресной воды, равной 1030 кг/м³, составляет приблизительно 12 МПа.

Коэффициент расчленённости – показатель вертикальной неоднородности продуктивного горизонта или объекта разработки. Коэффициент расчленённости равен единице, если весь продуктивный горизонт состоит из одного пласта – коллектора. Чем больше количество проницаемых пропластков в разрезе каждой скважины, тем выше значение коэффициента. В данном случае коэффициент равен 1,86 д.ед., что говорит о средней вертикальной неоднородности.

Средняя нефтенасыщенная толщина – суммарная толщина нефтенасыщенных прослоев, обладающих эффективной пористостью – равняется 14,6 м.

Нефтенасыщенность – содержание нефти, в долях или процентах, в породах-коллекторах. В данном случае нефтенасыщенность составляет 88,5%, следовательно, 11,5% порового пространства занимает вода.

При объёмном коэффициенте b_н=1,025 д.ед. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность составит:

 

U=100%	(bн-1)	=100	(1,025-1)	=2,4%
	bн		1,025

С учётом геолого-физических характеристик, при данной усадке можно сказать о повышенном коэффициенте нефтеотдачи, что подтверждается вычислениями:

 

КИН=100%	НИЗ	=100	6355	=57,9%
	НГЗ		10978

 

Весь газ растворён в нефти, т.к. давление насыщения меньше пластового давления (7,24 МПа < 14,63 МПа).

 

 

Текущее состояние разработки нефтяной залежи.

 

Годы	Добыча нефти, тыс. т.	Добыча жидкости, тыс. т.	Закачка воды, тыс. м3	Фонд доб. скв.	Фонд нагн. скв.
1965	26,8	26,8		5
1966	60,4	60,7		5
1967	66	66,3		5
1968	71	71,6		5
1969	64,8	66,2		5
1970	66	67,1		5
1971	59	65,5		7
1972	60	64,3		7
1973	70	78,1		7
1974	69	78,8		6
1975	66	70,5	1,98	6	1
1976	68	68,2	8,74	5	1
1977	74	74,4	8,39	5	1
1978	78	81,6		5
1979	73	78,7		5
1980	83	87,4		24
1981	113	123,8		40
1982	166,5	214,5	368,58	47	5
1983	234,4	362,5	609,29	58	5
1984	273,6	470,3	919,58	59	7
1985	312,2	685,7	1113,53	60	8
1986	232,6	707,8	912,61	61	7
1987	237,4	798,4	834,85	60	7
1988	203,5	819,6	932,82	59	9
1989	200,9	818,4	1012,68	59	10
1990	193,3	775,7	1127,49	58	11
1991	210,3	769,2	1144,09	60	13
1992	211,1	707,2	1446,71	57	13
1993	191,8	946,5	1261,63	48	11
1994	187,6	872,8	632,58	47	12
1995	150,6	893,2	775,41	44	10
1996	128,7	791,8	748,29	45	10
1997	138,0	734,7	523,3	41	10
1998	114,4	699,9	473,04	38	11
1999	108,3	750,8	523,6	38	12
2000	109,7	813,1	476	40	12
2001	107,9	797,2	491	41	12
2002	95	725,2	460,9	40	12
2003	88,6	718,6	460,9	37	12
2004	88,2	723,5	400,9	35	12
2005	81,1	726,6	309,4	34	11
2006	61,599	743,5	315,1	34	11
2007	54,546	622,4	330,271	34	11
2008	51,066	570,9	305,488	34	11
2009	56,842	654,9	283,67	32	11

 

Расчёт технологических показателей разработки приведён по состоянию на 01.01.2010:

 

1. Годовая добыча нефти: Q_н=56,84 тыс.т.

 

2. Накопленная добыча нефти (45 лет): SQ_н= 5 457,75 тыс.т.

 

3. Годовая добыча воды: Q_в=Q_ж – Q_н = 654,9 – 56,84 = 598,06 тыс.т.

 

4. Накопленная добыча воды (45 лет): SQ_в=SQ_ж – SQ_н = 21 144,9 – 5 457,75 =

= 15 687,15 тыс.т.

 

5. Годовая добыча жидкости: Q_ж = 654,9 тыс.т.

 

6. Накопленная добыча жидкости: SQ_ж = 21 144,9 тыс.т.

 

7. Среднегодовая обводнённость:

W=100%	Qв	=100	598,06	=91,32%
	Qж		654,9

 

8. Фонд добывающих скважин: n_д=32.

Фонд нагнетательных скважин: n_н=11.

 

9. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти:

qн=	Qн	=	56,84	=0,005 т/сут.
	365*nд*a		365*32*0,98

a - коэффициент эксплуатации скважин (принимаем a=0,98)

 

Среднесуточный дебит одной скважины по жидкости:

qж=	Qж	=	654,9	=0,057 т/сут.
	365*nд*a		365*32*0,98

 

10. Темп отбора от НИЗ:

ТНИЗ=100%	Qн	=100	56,84	=0,89%
	НИЗ		6 355

 

11. Темп отбора из ТИЗ:

ТТИЗ=100%	Qн	=100	56,84	=6,33%
	НИЗ – SQн		6 355 – 5 457,75

 

12. Коэффициент извлечения нефти (КИН):

Текущий:

КИН=100%	SQн	=100	5 457,75	=85,9%
	Qгеол		6 355

Проектный:

КИН=100%	QНИЗ	=100	6 355	=57,9%
	Qгеол		10 978

 

13. Годовая закачка агента: Q_зак= 283,67 тыс.м³.

 

14. Накопленная закачка агента: SQ_зак= 19 212,82 тыс.м³.

 

15. Текущая компенсация отборов жидкости:

К=100%	Qзак	=100	283,67	=43,3%
	Qж		654,9

 

Накопленная компенсация отборов жидкости (45 лет):

SК=100%	SQзак	=100	19 212,82	=90,9%
	SQж		21 144,9

 

16. Водонефтяной фактор:

ВНФ=100%	Qв	=100	598,06	=1052,2%
	Qн		56,84

 

Накопленный водонефтяной фактор:

SВНФ=100%	SQв	=100	15 687,15	=287,4%
	SQн		5 457,75

 

17. Водожидкостный фактор:

ВЖФ=100%	Qв	=100	598,06	=91,3%
	Qж		654,9

 

Накопленный водожидкостный фактор:

SВЖФ=100%	SQв	=100	15 687,15	=74,2%
	SQж		21 144,9

 

18. Отбор от начальных извлекаемых запасов:

Отбор от НИЗ=100%	SQн	=100	5 457,75	=85,9%
	QНИЗ		6 355

 

19. Начальные извлекаемые запасы нефти: Q_НИЗ= 6 355 тыс.т.

 

20. Геологические запасы нефти: Q_геол= 10 978 тыс.т.

№ п/п	Показатель	Обозначение	Величина	Единица измерения
1	Годовая добыча нефти	Qн	56,84	тыс.т.
2	Накопленная добыча нефти	SQн	5 457,75	тыс.т.
3	Годовая добыча воды	Qв	598,06	тыс.т.
4	Накопленная добыча воды	SQв	15 687,15	тыс.т.
5	Годовая добыча жидкости	Qж	654,9	тыс.т.
6	Накопленная добыча жидкости	SQж	21 144,9	тыс.т.
7	Среднегодовая обводнённость	W	91,32	%
8	Среднесуточный дебит одной скважины
	по нефти	qн	0,005	т/сут
	по жидкости	qж	0,057	т/сут
9	Фонд скважин на конец года
	добывающих	nд	32	скв.
	нагнетательных	nн	11	скв.
10	Темп отбора от НИЗ	ТНИЗ	0,89	%
11	Темп отбора от ТИЗ	ТТИЗ	6,33	%
12	КИН текущий	h	85,9	%
13	Годовая закачка агента	Qзак	283,67	тыс.м3
14	Накопленная закачка агента	SQзак	19 212,82	тыс.м3
15	Текущая компенсация отборов жидкости	К	43,3	%
16	Водонефтяной фактор
	текущий	ВНФ	1052,2	%
	суммарный	SВНФ	287,4	%
17	Водожидкостный фактор
	текущий	ВЖФ	91,3	%
	суммарный	SВЖФ	74,2	%
18	Отбор нефти от НИЗ		85,9	%
19	Начальные извлекаемые запасы нефти	QНИЗ	6 355	тыс.т.
20	Геологические запасы нефти	Qгеол	10 978	тыс.т.