ПрезентацияКП Минсултанов Р.Р.МГРдв-22-11-1

1.

ИНГ УГНТУ
в г.
ОКТЯБРЬСКОМ
КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ НА ТЕМУ:
«Изучение текущего состояния разработки типовой залежи. Формирование системы
разработки и расчет технологических показателей разработки. Методы оценки КИН».
Выполнил: ст. гр. МГР12дв-22-11
Р.Р. Минсултанов
Проверил: проф., д-р техн. наук
В.В. Мухаметшин
г. Октябрьский
2024

2.

ФИЛИАЛ УГНТУ
в г.
ОКТЯБРЬСКОМ
СОДЕРЖАНИЕ
ЧАСТЬ 1
• ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ОБЪЕКТА СТКЗ УЧЕБНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ №1
• АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ
ЧАСТЬ 2
• ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ОБЪЕКТА D1 УЧЕБНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
• ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ОБЪЕКТА D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
• ОБОСНОВАНИЕ КИН ПО МЕТОДУ АНАЛОГИИ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ D1 УЧЕБНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2
• КАРТА ПРОЕКТНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2
• РАСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО ДЕБИТА ЖИДКОСТИ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА ПЛАСТА D1
УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
• ПРОГНОЗНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
• ГРАФИК РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
• ВЫВОДЫ

3.

ЧАСТЬ 1 Геолого-физическая характеристика нефтяной залежи объекта СТкз
учебного месторождения №1.
Объект
Параметры
СТкз
Средняя глубина кровли объекта, м
1390
Тип залежи
Пластово-сводовая
Тип коллектора
Карбонатный порово-кавернозный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
2765
Средняя общая толщина, м
8,1
Начальные геологические запасы (АВС1), тыс. тонн
425
Начальные извлекаемые запасы(АВС1), тыс. тонн
115
КИН
0,271
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
6,3
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
-
Коэффициент пористости, доли ед.
0,107
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
-
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
0,82
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
0,82
Проницаемость, мД
50
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,78
Расчлененность, ед.
3
Начальная пластовая температура, град. С
28
Начальное пластовое давление, МПа
14,5
Давление насыщения нефти газом, МПа
6,4
Газсодержание, м3/т
2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
19
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,897
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
0,909
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,015
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
1,3
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
1,1543
Абсолютная отметка ВНК, м
-1187,3
Содержание серы в нефти, %
2,80
Содержание парафина в нефти, %
3,13
Содержание сероводорода, %
Сжимаемость нефти,
1/МПа×10-4
Сжимаемость воды,
1/МПа×10-4
Сжимаемость породы,
1/МПа×10-4
Коэффициент вытеснения, доли ед.
0
8,4
0,324
Залежь карбонатного пласта СТкз залегает на глубине 1187,3 м без контакта с водой, залежь обладает высокими коллекторскими
свойствами. Пластовое давление соответствует гидростатическому. Ожидаемый режим разработки упругий с переходом на
упруговодонапорный.
Нефть битуминозная, высокосернистая, парафинистая, с повышенной вязкостью.
Залежь по данным исследований изучена достаточно полно. Необходимо уточнить сжимаемость нефти, воды и породы.

4.

ЧАСТЬ 1 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, СИСТЕМА
РАЗРАБОТКИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
График разработки
Фонд скважин, ед.
5,0
3
4,0
2
3,0
2,0
1
0
6,0
Добыча нефти, жидкости,
тыс.т.
4
1,0
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 2 3 3 3 3 3 2 2
1
3
5
7
9
11 13 15 17 19
0,0
Года
Действующий фонд добывающих скважин на конец
…
Добыча жидкости, всего, тыс.т.
10
0
0,0
течении 20 лет. На залежь пробурено три
добывающих скважин. В первый год была
пробурена
одна
скважина,
вторая
скважина
пробурена на одиннадцатый год, третья скважина
пробурена на четырнадцатый год Разработка
ведется на упруговодонапорном режиме низкими
темпами.
Обводненность,%
50
Разработка нефтяной залежи ведется в
График разработки
Дебит нефти,
жидкости, т/сут
60
40
30
20
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920
Года
Средняя обводненность продукции…
Средный дебит действующих скважин по…

5.

ЧАСТЬ 2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
ОБЪЕКТА D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
Параметры
Объект разработки
Пачка D1
Средняя глубина залегания кровли , м
Тип залежи
Тип коллектора
2112
структурно - литолог.
массивная
Терригенный поровый.
Площадь нефтеносности/газоносности, тыс.м2
964
Средняя общая толщина, м
99,2
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м
4,5
Коэффициент пористости, доли ед.
0,2
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
0,78
Проницаемость, 10-3 мкм2
26
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,56
Расчлененность
2,1
Начальная пластовая температура, оС
43
Начальное пластовое давление, МПа
16,72
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
4,7
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,825
Плотность нефти в стандартных условиях, т/м3
0,860
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,1
Содержание серы в нефти, %
2,52
Содержание парафина в нефти, %
2,73
Давление насыщения нефти газом, МПа
6,8
Газовый фактор, м3/т
33,1
Содержание сероводорода, %
-
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3
1,3
Коэффициент вытеснения, доли ед.
0,500
Залежь терригенного пласта D1 залегает на глубине 2112 м. Залежь характеризуется низкими
коллекторскими свойствами. Нефть высокосернистая, парафинистая, маловязкая, средней плотности.

6.

ЧАСТЬ 2 ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ОБЪЕКТА D1
УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
Qн = F * hкол * Кп * Kн * * , тыс. т.,
где F - площадь потенциально-продуктивной зоны, тыс.м2;
hкол - средняя толщина коллектора, м;
Кп - пористость нефтесодержащих пород, доли ед.;
Кн - нефтенасыщенность порового пространства, доли ед.;
- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в
поверхностные, доли ед.;
- удельная плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, т/м3.
Пло
щадь
нефтеносно
сти
Залежь
тыс.
м2
Сред
Нач
няя
Пло
нефтенасыще
Коэффициенты, д.ед
нная
964
4,5
чальные
геологическ
Газосодер
геологичес
нефти
ие запасы
жание
кие запасы
нефти
порист
ости,
нефтен
асыщенности
п
ересчетн
ый
0,2
газа
тыс.
г/см3
0
D1
альные
тность
толщина
м
На
т.
м3
/т
0,82
0,78
мл
н.м3
33
13
403
,722
5
,1
,3
Расчет начальных геологических запасов нефти нефтяной залежи пласта Dзв составил
403 тыс.т, расчет начальных запасов растворенного газа составил 13,3 млн.м3.

7.

D
1
D1
2
112
,250
9
9,2
4
,5
5
0
0,78
0,56
Вязко сть нефти в пл. усл., мПа·с
2
6
,50
0,0
26
Газсодер жание, м3/т
Давле ние насыщ ения нефти газом, МПа
1
0,47
25
,2
Начал ьное пласто вое давлен ие, МПа
Расчленен ность, ед.
Коэффиц иент песчанис тости, доли ед
Проницае мость, мД
0,0
0,8
,04
0
,250
пласта, доли ед
Коэффицие нт нефтенасыщ енности
0
7
5
D
Коэффи циент пористо сти, доли ед.
0
Dфм
толщин а, м
Средняя эффекти вная нефтена сыщенн ая
КИН
Средняя общая толщин а, м
Объ ект
Сред няя глуб ина кров ли объе кта, м
ЧАСТЬ 2 ОБОСНОВАНИЕ КИН ПО МЕТОДУ АНАЛОГИИ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ
ЗАЛЕЖИ D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2
3,5
2
,1
1
6,72
4,8
5,4
6
,8
3
3,1
4,7
Наиболее близким аналогом является залежь Dфм с проницаемостью 0,025 мД и
вязкостью нефти в пластовых условиях 4,8 мПа*с. КИН по аналогу утвержден 0,250.
Начальные извлекаемые запасы нефти составили 100,75 тыс. тонн. Извлекаемые запасы
растворного газа составят 1,6 млн.м3.

8.

ЧАСТЬ 2 КАРТА ПРОЕКТНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2
Учебное месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной
провинции, где проектируют треугольные пятиточечные системы разработки с
расстоянием между скважинами 400м.

9.

ЧАСТЬ 2 РАСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО ДЕБИТА ЖИДКОСТИ СКВАЖИН
НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
РАСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО ДЕБИТА ЖИДКОСТИ
Дебит,
т/сут
Мощность, h,
м
8
Проницаемость,
мД
4,5
µ,
мПа*с
26
Rk,
м
4,7
Rc,
м
200
ия, МПа
0,1
14
Расчет дебита жидкости выполнен по формуле Дюпюи.
Начальный дебит жидкости составил 8 т/сут.
Депресс
5
СКИН
0

10.

ЧАСТЬ 2 ПРОГНОЗНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
Показатели
Добыча нефти всего, тыс.т
В т.ч. из: переходящих скважин
новых скважин
механизированных скважин
Ввод новых добывающих скважин всего, шт.
6. В т.ч.: из эксплу атационного бу рения
из разведочного бу рения
переводом с дру гих объектов
Среднесу точный дебит нефти новой скважины, т/су т.
Среднее число дней работы новой скважины
Средняя глу бина новой скважины, м
Эксплу атационное бу рение, тыс.м.
В т.ч.: добывающие скважины
вспомогательные и специальные скважины
Расч. вр. р. нов. пр. в данном году , дни
Рас. доб. н. нов. пред. г. в данном году , тыс.т.
Доб. н. из переходящих предыд. года, тыс.т.
Расч. доб. н. из перех. данного года, тыс.т.
Ож. доб. н. из перех. скв. данного года, тыс.т.
Изменение добычи нефти из перех. скважин, тыс.т.
Процент изменения доб. нефти из перех. скважин,%
Мощность новых скважин, тыс.т.
Выбытие добывающих скважин, шт.
В т.ч. под закачку
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
Продолжение таблицы 7
Показатели
В т.ч. нагнетательных в отработке
Действу ющий фонд доб. скважин на конец года, шт.
Переход скважин на механизированну ю добычу , шт.
Фонд механизированных скважин, шт.
Ввод нагнетательных скважин, шт.
Выбытие нагнетательных скважин, шт.
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
Действу ющий фонд нагн. скважин на конец года,шт.
Средний дебит действ. скважин по жидкости, т/су т.
Средний дебит перех. скважин по жидкости, т/су т.
Средний дебит новых скважин по жидкости, т/су т.
Средняя обводненность действ. фонда скважин, %
Средняя обводненность проду кции перех. скважин,%
Средняя обводненность проду кции новых скважин, %
Средний дебит действу ющих скважин по нефти, т/су т
Средний дебит перех. скважин по нефти, т/су т.
Средняя приемистость нагнетател. скважин м3/сут.
Добыча жидкости всего, тыс.т.
В т.ч.: из переходящих скважин
из новых скважин
механизированным способом
Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т.
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т.
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
Отбор от у твержденных извлекаемых запасов, %
Продолжение таблицы 7
Показатели
Темп отбора от начальных у тв. извл. запасов, %
Темп отбора от теку щих у твержденных запасов, %
Закачка рабочего агента, тыс.м3/год
Закачка рабочего агента с нач. разр., тыс.м3/год
Компенсация с учетом отбора газа: текущая, %
с начала разработки, %
Добыча растворенного газа, млн.ку б.м
Нак. добыча растворенного газа, млн.м3
Расчеты технологических показателей разработки выполнены по форме Госплана. Максимальная добыча нефти
достигнута на третий год разработки, введено 7 скважин. Разработка ведется на водонапорном режиме. За расчетный
период накопленная добыча нефти составит 135,7 тыс.т, жидкости 127,5 тыс.т, закачка воды 135,7 тыс.м3. КИН
0,212.

11.

График разработки
30,0
60,0
25,0
50,0
20,0
40,0
15,0
30,0
10,0
20,0
5,0
10,0
0,0
0,0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Добыча нефти всего, тыс.т
Добыча жидкости всего, тыс.т.
Закачка рабочего агента, тыс.м3/год
Средняя обводненность действ. фонда скважин, %
14
Обводненность,%
Добыча нефти, жидкости, закачка, тыс.т,
тыс.м3
ЧАСТЬ 2 ГРАФИК РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА D1
УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
15
года
Расчеты технологических показателей разработки выполнены по форме Госплана. Максимальная
добыча нефти достигнута на третий год разработки, введено 7 скважин.

12.

ЧАСТЬ 2 РАСЧЕТ КИН ПО МЕТОДИКЕ ТАТНИПИНЕФТЬ НЕФТЯНОЙ
ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА D1 УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ №2
Определение коэффициента конечной нефтеотдачи по методике ТатНИПИнефть
Коэффициент извлечения нефти (КИН)
д.ед
0,388115
Коэффициент сетки скважин (К1)
д.ед
0,998624
Коэффициент вытеснения (К2)
д.ед
0,463
д.ед
0,839416
Коэффициент заводнения (К3)
Для определения К1-----------------------------------Общее число скважин (no)
ед.
7
Площадь залежи (S)
км2
0,964
км2/скв.
0,137714286
д.ед
0,1
Рациональная плотность сетки скважин (S')
Доля пласта занятого неколлектором (неколлекторность) (ω)
Число эксплуатационных рядов (mр)
-
1
Коэффициент влияния сетки скважин (α)
-
0,01
Для определения К3-----------------------------------Квадрат коэффициента вариации зональной неоднородности (Vз2)
д.ед
0,469233056
Сумма продуктивностей по скважинам Σηi
34,8
Сумма квадратов продуктивностей по скважинам Σηi2
65,9
27
Число скв., по которым определялся коэф. продуктивности (n)
0,53
Квадрат коэффициента вариации послойной неоднородности по проницаемости (V12)
д.ед
Коэффициент зональной неоднородности пласта ()‫ע‬
д.ед
2,823133332
Соотношение подвижностей нефти и агента (µ*)
д.ед
1,480707733
Рациональное соотношение доб. и нагнет. скважин с учетом неоднородности скв. по продуктивности (m)
д.ед
Фильтрационный коэффициент (Кф)
д.ед
0,315044198
Сооношение плотностей агента и нефти в поверх. усл. (γ)
д.ед
1,237623762
3,435311015
1
Удельный вес закачиваемого агента
0,808
Удельный вес товарной нефти, вытесненной агентом
1,535091419
Коэффициент различия физ. свойств нефти и агента в пл.усл (µ0)
д.ед
Расчетная послойная неоднородность пласта (V2)
д.ед
0,855609813
Весовая предельная обводн. скв. в момент их остановки (А2)
д.ед
0,98
Расчетная предельная доля вытесняющего агента в дебите жидкости доб. скважин в момент их остановки (А)
д.ед
Кзн
д.ед
0,20861317
Кзк
д.ед
0,859178531
0,969623258
Вязкость нефти в пл.усл (µн)
4,7
Вязкость вытеняющего агента в пл.усл (µа)
1

13.

ВЫВОДЫ
Часть 1.
Залежь карбонатного пласта СТкз залегает на отметке 1390 м без контакта с водой,
залежь обладает высокими коллекторскими свойствами. Пластовое давление
соответствует гидростатическому. Ожидаемый режим разработки упругий с
переходом на упруговодонапорный.
Нефть битуминозная, высокосернистая, парафинистая, с повышенной вязкостью.
Залежь по данным исследований изучена достаточно полно. Необходимо уточнить
сжимаемость нефти, воды и породы.
Выполнен анализ разработки нефтяной залежи, система разработки и динамики
технологических показателей разработки.
Залежь находится в разработке в течение 20 лет. Максимальная добыча нефти
достигнута на шестой год разработки. Введены три скважины, одна из которых в 19
году выбыла из числа добывающих. Разработка ведется на упруговодонапорном
режиме низкими темпами.

14.

ВЫВОДЫ
Часть 2. Залежь карбонатного пласта D1 залегает на глубине 2112 м. Залежь характеризуется
низкими коллекторскими свойствами. Нефть высокосернистая, парафинистая, маловязкая, средней
плотности. Залежь по данным исследований изучена недостаточно полно. Большие площади
запасов категории В. Необходимо уточнить сжимаемость нефти, воды и породы.
Расчет начальных геологических запасов нефти нефтяной залежи пласта D1 составил 403 тыс.т,
расчет начальных запасов растворенного газа составил 13,3 млн.м3.
Наиболее близким аналогом является залежь Dфм с проницаемостью 0,025 мД и вязкостью нефти в
пластовых условиях 4,7 мПа*с. КИН по аналогу утвержден 0,250. Начальные извлекаемые запасы
нефти составили 100,75 тыс. тонн. Извлекаемые запасы растворного газа составят 1,6 млн.м3.
Расчет дебита жидкости выполнен по формуле Дюпюи, начальный дебит жидкости составил 8
м3/сут.
Учебное месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, где
проектируют треугольные пятиточечные системы разработки с расстояние между скважинами
400м.
Расчеты технологических показателей разработки выполнены по форме Госплана. Максимальная
добыча нефти достигнута на третий год разработки. введено девять скважин. Разработка ведется на
водонапорном режиме. За расчетный период накопленная добыча нефти составит 135,7 тыс.т,
жидкости 127,5 тыс.т, закачка воды 135,7 тыс.м3. КИН 0,212.