Материал: Разработка нефтяных месторождений
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Q |
|
вод |
|
1 0 |
|
897,1 |
7,6 |
|
100 |
||
|
68,2
тыс.т
3. Определение фактической годовой добычи нефти Qнеф Годовая добыча нефти:
Q |
|
|
|
Q |
Q |
|
|
|
неф |
n |
жид |
n |
вод |
n |
|||
|
|
|
|
|
|
|||
где n – года разработки |
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
62,3 0 62,3 тыс.т |
||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф2 |
224,3 0 224,3 |
тыс.т |
||||||
Qнеф3 |
398,7 0 398,7 |
тыс.т |
||||||
Qнеф4 |
564,4 0 564,4 тыс.т |
|||||||
Qнеф |
5 |
741,4 0 741,4 |
тыс.т |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
842,3 0 842,3 |
тыс.т |
||||||
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
7 |
872,2 0 872,2 |
тыс.т |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
897,1 25,1 872 |
тыс.т |
|||||
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
897,1 37,7 859,4 |
тыс.т |
|||||
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
|
897,1 68,2 828,9 тыс.т |
||||||
1 0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Определение фактической накопленной добычи нефти ΣQнеф на конец каждого года разработки
Накопленная добыча нефти:
|
Q |
Q |
|
|
|
|
неф |
неф |
|
|
|
1 |
|
1 |
Q |
|
Q |
Q |
|
неф |
|
неф |
неф |
|
|
n |
|
n 1 |
n |
где n – год разработки
|
|
|
|
|
|
Qнеф |
Qнеф |
62,3 тыс.т |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
Qнеф |
Qнеф Qнеф |
2 |
62,3 224,3 286,6 тыс.т |
||||||||||||||||||||||||
|
|
неф |
|
2 |
неф |
|
1 |
неф |
|
|
|
|
тыс.т |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
286,6 398,7 685,3 |
|||||||||||||||||||
Q |
|
|
|
|
3 |
Q |
|
|
|
|
2 |
Q |
|
|
|
3 |
|
|
|
||||||||
|
неф |
|
|
|
|
неф |
|
|
|
неф |
|
|
|
|
|
тыс.т |
|||||||||||
Q |
4 |
|
Q |
3 |
|
Q |
4 |
685,3 564,4 1249,7 |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
неф |
|
неф |
|
|
|
|
|
|
тыс.т |
||||||||||||
|
неф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1249,7 741,4 1991,1 |
|||||||||||||
Q |
|
|
|
5 |
|
Q |
|
|
4 |
|
Q |
|
|
5 |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qнеф |
6 |
|
Qнеф |
5 |
|
Qнеф |
6 |
|
|
1991,1 842,3 2833,4 тыс.т |
|||||||||||||||||
неф |
|
|
|
|
|
неф |
|
|
|
|
|
неф |
|
|
|
|
|
|
2833,4 872,2 3705,6 |
тыс.т |
|||||||
Q |
|
|
7 |
|
Q |
|
6 |
|
|
Q |
|
7 |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qнеф |
|
Qнеф |
7 |
Qнеф |
|
|
3705,6 872 4577,6 тыс.т |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Qнеф |
9 |
Qнеф |
|
|
Qнеф |
9 |
|
4577,6 859,4 5437 тыс.т |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qнеф |
1 0 |
|
|
Qнеф |
9 |
|
Qнеф |
1 0 |
5437 828,9 6265,9 тыс.т |
||||||||||||||||||
5. Определение фактических долей отобранных начальных извлекаемых запасов %НИЗ на конец каждого года разработки
20
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
Q |
|
|
|
%НИЗ |
|
неф |
n |
100 |
|
|
n |
НИЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пов |
|
|
где n – год разработки
(%)
%НИЗ 1
%НИЗ 2
%НИЗ 3
62,3 100
12460
286,6 100
12460
685,3 100
12460
0,5 2,3 5,5
%
%
%
%НИЗ 1249,7 100 10,0 % 4 12460
%НИЗ |
|
|
1991,1 |
100 16 % |
|||||
5 |
12460 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
|
2833,4 |
100 22,7 % |
|||||
|
12460 |
||||||||
|
6 |
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ 7 |
|
|
3705,6 |
100 29,7 % |
|||||
|
12460 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
|
4577,6 |
100 36,7 % |
|||||
|
12460 |
||||||||
|
8 |
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
|
5437 |
100 43,6 % |
|||||
12460 |
|||||||||
|
9 |
|
|
|
|
|
|||
%НИЗ |
|
6265,9 |
100 50,2 |
||||||
12460 |
|
||||||||
|
1 0 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
%
6. Определение фактических годовых темпов отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (Zн%НИЗ) на конец каждого года разработки
Zн%НИЗ n
где n – год разработки
|
Q |
|
|
|
неф |
n |
100 |
|
|||
|
|
|
|
|
НИЗ |
|
|
|
пов |
|
|
(%)
Zн%НИЗ 1
|
62,3 |
100 |
|
12460 |
|||
|
|
0,5
%
Zн%НИЗ |
2 |
|
|
224,3 |
100 |
|
12460 |
|||
|
|
1,8
%
Zн%НИЗ
3
Zн%НИЗ
4
12460398,7 100 3,2 %
12460564,4 100 4,53 %
Zн%НИЗ |
|
741,4 |
100 |
|
|
12460 |
|||||
|
5 |
|
|
6,0
%
Zн%НИЗ |
|
|
842,3 |
100 6,76 % |
|||||
12460 |
|||||||||
6 |
|
|
|
|
|||||
Zн%НИЗ |
|
|
|
872,2 |
|
100 7 % |
|||
7 |
12460 |
||||||||
|
|
|
|
|
|||||
Zн%НИЗ |
|
|
|
872 |
|
100 7 % |
|||
8 |
12460 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
21
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Zн%НИЗ |
|
859,4 |
100 |
|
12460 |
||||
|
9 |
|
||
|
|
|
6,9
%
Zн%НИЗ 1 0
|
828,9 |
100 |
|
|
12460 |
||||
|
|
|
6,65 %
Таблица 1
Сводная таблица результатов расчета на 1 и 2 этапе
го |
НИЗ |
Zж |
Qжид |
Qвод |
Qнеф |
ΣQнеф |
%НИЗ |
%Вод |
Zн |
|
ы |
||||||||||
д |
тыс.т |
% |
тыс.т |
тыс.т |
тыс.т |
тыс.т |
% |
% |
||
% |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1 |
12460 |
0,5 |
62,3 |
0 |
62,3 |
62,3 |
0,5 |
0 |
0,5 |
|
2 |
12460 |
1,8 |
224,3 |
0 |
224,3 |
286,6 |
2,3 |
0 |
1,8 |
|
3 |
12460 |
3,2 |
398,7 |
0 |
398,7 |
685,3 |
5,5 |
0 |
3,2 |
|
4 |
12460 |
4,5 |
564,4 |
0 |
564,4 |
1249,7 |
10,0 |
0 |
4,53 |
|
3 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
5 |
12460 |
5,9 |
741,4 |
0 |
741,4 |
1991,1 |
16 |
0 |
6,0 |
|
5 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
6 |
12460 |
6,7 |
842,3 |
0 |
842,3 |
2833,4 |
22,7 |
0 |
6,76 |
|
6 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
7 |
12460 |
7,0 |
872,2 |
0 |
872,2 |
3705,6 |
29,7 |
0 |
7 |
|
8 |
12460 |
7,2 |
897,1 |
25,1 |
872 |
4577,6 |
36,7 |
2,8 |
7 |
|
9 |
12460 |
7,2 |
897,1 |
37,7 |
859,4 |
5437 |
43,6 |
4,2 |
6,9 |
|
10 |
12460 |
7,2 |
897,1 |
68,2 |
828,9 |
6265,9 |
50,2 |
7,6 |
6,65 |
3 этап
На данном этапе требуется сделать прогноз добычи нефти из залежи на следующие 10 лет разработки.
После полного разбуривания залежи основным фондом скважин дальнейшая динамика добычи нефти в первую очередь зависит от характера обводнения залежи, определение которого часто является основной проблемой при прогнозировании добычи нефти.
Одним из методов прогноза добычи нефти, который мы и будем применять в данной работе, является использование фактических результатов разработки залежей-аналогов, извлекаемые запасы которых полностью или почти полностью выработаны.
Аналогами друг друга по характеру выработки запасов могут являться залежи с однотипным геологическим строением, одинаковыми режимами работы пласта, типом коллектора и его степенью неоднородности, соотношениями фазовых проницаемостей, отношением вязкостей нефти и воды, а также одинаковым термодинамическими характеристиками залежи.
В нашей работе всем эти перечисленным выше условиям соответствуют залежи А и В. Необходимо для дальнейших прогнозных расчетов из данных двух залежей выбрать залежь – аналог, основываясь при этом на сравнении фактических показателях выработки извлекаемых запасов залежи и залежей А и В.
22
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
В первую очередь нас будут интересовать соотношения доли отобранных извлекаемых запасов %НИЗ и соответствующей ей текущей обводненности продукции % Воды.
1)Фактические показатели выработки извлекаемых запасов нашей залежи с 1 по 10 год представлены в таблице 4. Фактические показатели выработки извлекаемых запасов залежей А и В за весь срок разработки представлены на рис.П.3.1, а также в таблице 3.
2)При проведении сравнения видно, что аналогом нашей залежи может являться залежь В, так как при равных долях отбора от извлекаемых запасов % НИЗ величины обводненности %Воды совпадают.
3)Следовательно, мы можем использовать кривую «В» на рисунке 1 для экстраполяции (продолжения) хода разработки нашей залежи на прогнозный период с 11 по 20 год.
Методика проведения расчета
Определять годовую добычу нефти будем расчетно-графическим способом методом последовательного приближения по кривой выработки начальных извлекаемых запасов.
Результаты расчетов будем заносить в таблицу 2.
Расчеты будем проводить исходя из условия сохранения в течение прогнозного периода достигнутых максимальных годовых отборов жидкости: Qжид11 = Qжид12 = …. = Qжид20 = Qmax.жид
Для всех вариантов максимальный темп отбора жидкости от начальных извлекаемых запасов (Zmax.жид%НИЗ) = 7,2%, отсюда
Q |
|
НИЗ |
пов 7,2 |
|
|||
жид |
max |
100 |
|
|
|||
|
|
|
|
Q |
жид |
|
max |
|
12460 |
7,2 |
|
100 |
|||
|
|
897,1
тыс.т
1. Для определения прогнозной годовой добычи нефти в 11-ом году разработки будем идти следующими шагами приближения.
1 шаг
а) примем условно, что в 11-ом году добыча нефти по сравнению с 10-
ым годом не изменится, то есть
1 |
Q |
Q |
|
неф11 |
неф10 |
|
1 |
Q |
|
и |
Q |
||
вод11 |
вод10 |
||
|
Qнеф1 11 Qнеф10 828,9 тыс.т
b) определим, какая при это будет накопленная добыча нефти на конец 11-го года:
1 |
Q |
1 |
Q неф11 |
Q неф11 |
|
|
неф10 |
|
Q1неф11 6265,9 828,9 7094,8 тыс.т
23
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
с) определим долю отобранных НИЗ:
|
|
1 |
|
1 |
|
Q неф11 |
100 |
%НИЗ 11 |
НИЗ |
||
|
|
|
|
|
|
пов |
|
1 |
|
%НИЗ 11 |
7094,8 |
100 |
|
12460 |
||
|
56,9
%
При этом, согласно кривой «В» (см.рис.П.1.3), среднегодовая обводненность должна составить %Воды111 = 13,3%.
2 шаг
а) примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность равна %Воды111 = 13,3% (из 1-го шага).
Тогда можем определить годовую добычу воды по известной годовой добыче жидкости:
2 |
|
Q |
1 |
|
жид11 |
||
Q вод11 |
100 |
%Воды 11 |
|
|
|
|
Q 2 вод11
897,1 |
13,3 |
|
100 |
||
|
119,3
тыс.т
b) определяем соответствующую годовую добычу нефти
Q |
2 |
Q |
2 |
|
Q вод11 |
||
неф11 |
жид11 |
|
|
Q |
2 |
|
|
неф11 |
|
897,1 119,3
777,8
тыс.т
с) определим, какая при это будет накопленная добыча нефти
Q2 неф11 Qнеф10 Q2 неф11
Q |
2 |
6263,9 777,8 7041,7 |
неф11 |
тыс.т
d) определим долю отобранных НИЗ:
%НИЗ211 Q2неф11 100
НИЗпов
%НИЗ 211 7041,712460 100 56,5 %
При этом, согласно кривой «В» (см.рис.П.1.3), среднегодовая обводненность должна составить %Воды211 = 12,8%.
3 шаг
а) примем условно, что в 11-ом году среднегодовая обводненность равна %Воды211 = 12,8% (из 2-го шага).
24