Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 11 из 22)
Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле
Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т (1)
где Q – извлекаемые запасы нефти, т;
F – площадь нефтеносности, м2;
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;
β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;
ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;
θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти
Расчет объема нефтенасыщенной части пласта произведем методом графического интегрирования (рисунки 10, 11, 12)При использовании этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или озопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта пласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как сумма площадей составляющих его фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается один продольный профиль, соединяющий середины поперечных профилей.
4 – изопахиты 
- скважины1–1…5–5 – сечения участка
Рисунок 8 – Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки
Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных толщин верхней пачки
а – сечение 1–1; б – сечение 2–2
Рисунок 10 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования
а – сечение 3–3; б – сечение 4–4
Рисунок 11 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования
Рисунок 12 – Определение объема нефтенасыщенной части пласта
Объем нефтенасыщенных песчаников основной пачки пласта DI на выбранном участке
V= 3772589 м3
Согласно карты эффективных нефтенасыщенных толщин верхней продуктивной пачки (рисунок 9) средняя нефтенасыщенная толщина пачки «а» на выбранном участке составляет 1 м.
Объем нефтенасыщенных песчаников верхней пачки
V=745313 м3
Средний коэффициент открытой пористости
для основной пачки
%, (2)для верхней пачки
%, (3)где mi – значения коэффициентов пористости по скважинам, %
Коэффициент нефтенасыщенности
для основной пачки
, (4)для верхней пачки
, (5)где βi – коэффициенты нефтенасыщенности по скважинам, доли единицы
Величины расчетных коэффициентов нефтеотдачи по блоку IX, в котором расположены скважины выбранного участка, составляют
для основной пачки – 0,65;
для верхней пачки – 0,47
Усадка нефти
%, (6)где b – объемный коэффициент нефти
Пересчетный коэффициент
, (7)Начальные извлекаемые запасы по участку определяются по формуле (1)
запасы основной пачки
Qо = 3772589·0,175·0,81·0,65·0,847·0,86 = 253196,5 т
запасы верхней пачки
Qв = 745313·0,156·0,76·0,47·0,847·0,86 = 30252,2 т
суммарные запасы
Q = Qо + Qв = 253196,5 + 30252,2 = 283448,7 т, (8)
Удельные начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину выбранного участка
т, (9)Удельные запасы верхней пачки
т, (10)Остаточные запасы нефти определим по значениям накопленных отборов скважин выбранного участка, используя карту накопленных отборов по пласту DI на 01.01.2004 года (рисунок 13)
Суммарная накопленная добыча нефти по участку составляет 177739,8 тонн.
Остаточные запасы по участку
Qoст = Q – Qнак,= 283448,7 – 177739,8= 105708,9 т, (11)
где Qoст – остаточные запасы, т;
Q – начальные извлекаемые запасы, т;
Qнак – накопленная добыча нефти, т
Коэффициент извлечения нефти по участку
, (12)Проанализируем выработку верхней пачки пласта.
В таблице 21 представлены результаты исследований добывающих скважин № №2407, 1555 дистанционным дебитомером.
Как видно из таблицы 21, приток из самых верхних зон прикровельной части пласта DI отсутствует. Это качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части пласта. Поэтому можно предположить, что выработки запасов верхней пачки пласта в зонах дренирования скважин №2407 и №1555 не происходило.
Согласно работы /5/ запасы верхней продуктивной пачки пласта DI относятся к трудноизвлекаемым (вязкость нефти в пластовых условиях меньше 50 мПа·с, проницаемость более 0,2 мкм2, нефтенасыщенная толщина 1 м)
Таблица 21. Результаты исследований скважин на приток
| Скважина | Дата исследования | Дебит жидкости, м3/сут | Обводненность, % | Интервал, м | Толщина прикровельной части пласта, м | ||||
| Продуктивногопласта | Перфорации | Работающий | Максимального притока | Без притока | С ограниченным притоком | ||||
| 2407 | 81 г. | 23 | 88 | 1672,7 –1678,8 | 1672,9 –1678,1 | 1673,7 –1677,8 | 1674,2 –1674,8 | 1 | - |
| 1555 | 82 г. | 9 | 91 | 1674,1 –1681,0 | 1674,3 –1679,0 | 1675,0 –1678,1 | 1677,1 –1677,9 | 0,9 | - |
По результатам геофизических исследований скважин №№1556, 163 можно утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует то, что в этих скважинах коллектор охарактеризован как нефтеводонасыщенный и величина остаточной нефтенасыщенности значительна 0,63 в скважине №1556 и 0,62 в скважине №163 (по данным обработки каротажных диаграмм по скважинам).
Коэффициент извлечения нефти верхней пачки по данным геофизических исследований скважин №1556 и №163
, (13)где ηв – коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;
βн – средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;
βо – средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы
Коэффициент нефтеотдачи ηвг характеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин №1556 и №163. Если воспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку, то остаточные запасы верхней пачки составят
30252,2 – 15126,2·0,194 = 27317,7 т, (14)где Q1 – удельные запасы нефти верхней пачки, приходящиеся на скважины №1556 и №163, т
Коэффициент нефтеотдачи верхней пачки
, (15)Остаточные запасы основной пачки
т, (16)
Коэффициент извлечения нефти основной пачки
, (17)К причинами неполной выработки верхней продуктивной пачки пласта DI можно отнести:
– худшие по сравнению с основной пачкой фильтрационно-емкостные характеристики, в связи с чем запасы нефти в верхней пачке можно отнести к трудноизвлекаемым;
– предусмотренное проектом 1987 года повышение давления нагнетания до 20 МПа для интенсификации разработки пластов верхней пачки не было реализовано;
– реализованная сетка разбуривания пласта DI с целью совместной эксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотности для верхней пачки.
Учитывая результаты исследований скважин выбранного участка, определения остаточных запасов по продуктивным пачкам пласта DI с целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения в разработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола из скважины №1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.