задача, ГРП. Оптимизация разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
Расчет прогнозных показателей. Запускные дебиты. Профиль добычи Одной из главных задач при обосновании бурения второго ствола это выбор методик расчета запускных дебитов и профиля добычи. Расчет запускных дебитов вертикальных скважин производился по формуле Дюпии, для боковых стволов по формуле Джоши-Экономидеса: Расчет продуктивности бокового ствола скважины Расчет продуктивности боковых стволов скважин проводился по формуле Джоши-экономидеса: [9] 1 ln 2 / ) 2 / ( ln 1 2 2 ani w эфф ani эфф ani D I r H I L H I L L а а J Где, V H ani K K I 37 I ani – выражение анизотропии горизонтальной и вертикальной проницаемости: а – большая полуось эллипсоида дренирования формируемого горизонтальной скважиной, с длинной горизонтального участка ствола – L. Н эфф – эффективная мощность коллектора, м; r w – радиус скважины, м; K H – горизонтальная проницаемость, мД; K V – вертикальная проницаемость, мД; Расчет продуктивности вертикальной скважины. Расчет продуктивности вертикальной скважины проводился по формуле Дюпии [19] D н эфф w в н эфф J B kH S r r B kH PI * 42 18 75 , 0 ln 42 18 , Где: PI – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм k – эффективная проницаемость, мД; Н эфф – эффективная мощность коллектора, м; B н – объемный коэффициент нефти, м 3 /м 3 ; µ – вязкость жидкости, сПз; r в – радиус контура питания, м; r w – радиус скважины, м; S – скин-фактор; 18.42 – пересчетный коэффициент для практических метрических единиц измерения. Запускная обводнненость обосновалась по результатам секторного гидродинамического моделирования на симуляторе Eclipse на постояно- действующей геолого-технической модели. Для расчета - районы проектных 38 скважин были садаптированы на текущую дату по накопленной добыче, и обводненности. Для оптимизации разработки участка месторождения Х а также для сравнения результатов применения ЗБС и эксплуатационного бурения(ЭБ) были предложены 4 варианта(рис 1.): Вариант 1 Работает только пробуренная скважина 16_bs. Вариант 2 Работает уже пробуренная скважина 16_st , бурится скважина 18_st ,без системы поддержания пластового давления. Вариант 3 Производятся зарезки 16 и 15 скважин, 18 скважина в ППД с приемистостью 282 куб метра/сут Вариант 4 Производятся зарезки боковых стволов 15, 16. 18 скважин в режиме добычи. Рассмотрим первый технологический вариант, при котором в добыче скважина 16_bs. Таблица 4.1 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.16_бс. Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т 01.04.2017 92 215 51 % 6,8 01.04.2018 59,3564 162,951 56 % 29,7 01.04.2019 42,6687 137,995 62% 48,7 01.04.2020 30,9581 121,206 69% 62,6 01.04.2021 23,6129 110,348 74% 72,3 01.04.2022 19,9651 104,565 77% 78,6 01.04.2023 19,6188 104,002 77% 78,7 39 01.04.2024 13,4868 93,378 82% 91,3 01.04.2025 11,8392 90,2504 84% 95,9 01.04.2026 10,5769 87,8847 85% 99,6 01.04.2027 9,51816 86,0177 86 103.5 01.04.2028 8,62636 84,5183 87 106,8 01.04.2029 7,87346 83,3374 88 109.8 01.04.2030 7,23872 82,4053 89 112,5 01.04.2031 6,70214 81,6666 90 115 01.04.2032 6,23876 81,0646 90 117.3 01.04.2033 5,48837 80,219 91 120.5 01.04.2034 5,18118 79,9342 92 123..1 01.04.2035 5,04144 79,8217 92 124.5 01.04.2036 4,90944 79,7253 92 125.6 01.04.2037 4,6725 79,5687 93 127.1 01.04.2038 4,44929 79,4487 93 128.7 01.04.2039 4,25213 79,3861 93 130.2 01.04.2040 4,07404 79,3555 94 131.8 01.04.2041 3,90801 79,3108 94 133.8 01.04.2042 3,75272 79,2902 94 134.6 01.04.2043 3,60801 79,273 94 135,9 01.04.2044 3,47435 79,2629 94 137,2 01.04.2045 3,35185 79,2645 95 138.4 01.04.2046 3,12862 79,2858 95 140.6 01.04.2047 3,10241 79,2892 95 141,1 Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 141,1 тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 51% до 95%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 3 т/сут 40 На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки. Рис. 4.7 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16_бс от количества лет разработки Рис 4.8. Зависимость обводненности по скважине 16_бс от количества лет разработки 41 Вариант 2 Работает уже пробуренная скважина 16_st , бурится скважина 18_st ,без системы поддержания пластового давления. Таблица 4.2 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв. 16 St Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т 01.04.2017 61,5744 159,244 0,535758 6.8 01.04.2018 44,0248 137,984 0,616933 27,8 01.04.2019 33,2881 112,225 0,643871 40,8 01.04.2020 27,0459 94,8554 0,657668 51,6 01.04.2021 22,7025 82,2586 0,668641 60,8 01.04.2022 19,3984 72,7701 0,679948 68,1 01.04.2023 16,7806 65,5104 0,692457 74.5 01.04.2024 14,6494 59,9399 0,706566 80,2 01.04.2025 12,9121 55,6896 0,721625 85 01.04.2026 11,4682 52,4441 0,737454 89,5 01.04.2027 10,2908 49,9721 0,752755 93,4 01.04.2028 9,29903 48,077 0,767776 96,9 01.04.2029 8,47918 46,6339 0,781697 100,2 01.04.2030 7,80405 45,5317 0,794215 103,1 01.04.2031 7,24314 44,6825 0,805376 105,5 01.04.2032 6,75891 43,9896 0,815527 108.3 01.04.2033 6,34147 43,4072 0,824598 110,7 01.04.2034 5,97767 42,9132 0,832757 113 01.04.2035 5,66003 42,4908 0,84007 115,1 01.04.2036 5,38274 42,1361 0,846624 117,1 42 01.04.2037 5,14178 41,8454 0,852472 119 01.04.2038 4,91939 41,594 0,858 120,7 01.04.2039 4,6548 41,35 0,863 122,4 01.04.2040 4,53224 41,1914 0,867897 124,2 01.04.2041 4,36606 41,0333 0,87225 125,8 01.04.2042 4,23557 40,9195 0,875724 127,1 01.04.2043 4,06827 40,7805 0,880226 128,8 01.04.2044 3,93806 40,6815 0,883777 130,3 01.04.2045 3,81682 40,5942 0,887113 131,7 01.04.2046 3,70314 40,5178 0,890268 133,6 01.04.2047 3,10241 79,2892 0,953022 141,1 Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 141,1 тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 51% до 95%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 3 т/сут На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки. 43 Рис. 4.7 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16_бс от количества лет разработки. Рис 4.8. Зависимость обводненности по скважине 16_бс от количества лет разработки Таблица 4.3 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв. 18 St Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,.т 01.07.2017 43,3034 114,39 0,545493 1,3 01.07.2018 31,5915 85,043 0,553996 2278,44 01.07.2019 14,6377 42,6946 0,58837 7048,88 01.07.2020 4,16453 15,1048 0,668978 12719,4 01.07.2021 2,58608 10,6874 0,709478 13898,7 01.07.2022 1,65989 7,94877 0,749281 14647,1 01.07.2023 1,05889 6,04006 0,789518 15126,5 01.07.2024 0,658836 4,67527 0,830809 15429,7 44 01.07.2025 0,47175 3,6706 0,845694 15629,4 01.07.2026 0,351951 2,94076 0,856309 15776,6 01.07.2027 0,270089 2,40314 0,865062 15887,9 01.07.2028 0,215266 2,02093 0,872111 15975,2 01.07.2029 0,178062 1,75144 0,877937 16046 01.07.2030 0,152814 1,56546 0,882799 16105,7 01.07.2031 0,13598 1,44304 0,886863 16158 01.07.2032 0,124711 1,36376 0,890206 16205,4 01.07.2033 0,116617 1,30895 0,893034 16249,2 01.07.2034 0,110502 1,26945 0,895489 16290,5 01.07.2035 0,105853 1,24183 0,897659 16329,9 01.07.2036 0,10214 1,22151 0,899606 16367,9 01.07.2037 0,0987507 1,20317 0,901458 16404,5 01.07.2038 0,0959516 1,1902 0,903208 16440 01.07.2039 0,0936919 1,18216 0,904845 16474,5 01.07.2040 0,0920563 1,17866 0,906228 16508,5 01.07.2041 0,0907055 1,17787 0,907542 16541,8 01.07.2042 0,0896481 1,17998 0,908784 16574,7 01.07.2043 0,0888018 1,18392 0,909945 16607,2 01.07.2044 0,0881157 1,18822 0,910965 16636,9 01.07.2045 0,0874413 1,19442 0,912105 16671,6 01.07.2046 0,0869056 1,20097 0,91312 16703,4 01.07.2047 0,0863435 1,21034 0,91435 16742,9 Накопленная добыча по скв.18 за 30 лет составила 16.7, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 98%, обводненность увеличилась с 54% до 94%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 0.08 т/сут 45 На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.18 от количества лет разработки. Рис. 4.9 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _st от количества лет разработки. 46 Рис 4.10. Зависимость обводненности по скважине 18_st от количества лет разработки. Вариант 3 Производятся зарезки боковых стволов16 и 15 скважин, 18 скважина в ППД с приемистостью 282 куб метра/сут Таблица 4.4 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.16_бс Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т 01.07.2017 61,5744 159,244 0,535758 6842,18 01.07.2018 47,4133 144,871 0,607061 27975,7 01.07.2019 33,6072 121,006 0,666549 42321,8 01.07.2020 24,7038 105,621 0,719184 52639,9 01.07.2021 19,2789 95,4394 0,757472 60444 01.07.2022 15,7504 88,2321 0,785675 66691,1 01.07.2023 13,2837 82,9744 0,807788 71886,2 47 01.07.2024 11,5132 79,046 0,825127 76343,8 01.07.2025 10,176 76,057 0,839363 80239,8 01.07.2026 9,08188 73,7625 0,852175 83703,6 01.07.2027 8,2094 72,0208 0,863145 86816 01.07.2028 7,46757 70,6602 0,873115 89646,6 01.07.2029 6,84998 69,5947 0,881826 92226,2 01.07.2030 6,32149 68,7629 0,889625 94600,3 01.07.2031 5,86209 68,1106 0,896666 96797,1 01.07.2032 5,46113 67,5967 0,903002 98844,9 01.07.2033 5,11469 67,1918 0,908608 100753 01.07.2034 4,8895 66,9671 0,912338 102114 01.07.2035 4,55 66,6752 0,918068 104237 01.07.2036 4,30544 66,4902 0,922256 105840 01.07.2037 4,08581 66,3298 0,926043 107355 01.07.2038 3,8878 66,201 0,929491 108795 01.07.2039 3,71275 66,0983 0,932561 110168 01.07.2040 3,56105 66,033 0,935252 111486 01.07.2041 3,41847 65,9966 0,93781 112747 01.07.2042 3,2829 65,9837 0,940265 113958 01.07.2043 3,15406 65,9744 0,942601 115121 01.07.2044 3,03375 65,9696 0,944787 116243 01.07.2045 2,92425 65,9633 0,946775 117319 01.07.2046 2,81988 65,9646 0,948675 118358 01.07.2047 2,69569 65,9692 0,950939 119603 Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 119.6, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 55% до 95%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 2,7 т/сут. 48 На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки. Рис. 4.11 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16 _бс от количества лет разработки. Рис 4.12. Зависимость обводненности по скважине 16_Бс от количества лет разработки. 49 Таблица 4.5 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.18_бс Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т 01.04.2017 213,836 310,813 0,173983 6415,09 01.04.2018 43,6368 118,892 0,559335 26578,1 01.04.2019 21,0655 108,129 0,766096 37018,2 01.04.2020 14,2197 101,758 0,832224 43189,8 01.04.2021 11,1 96,4345 0,861803 47704,3 01.04.2022 9,29004 92,0565 0,878837 51370,9 01.04.2023 8,08573 88,5925 0,89042 54511,9 01.04.2024 7,19869 85,834 0,899307 57287,5 01.04.2025 6,66788 84,1367 0,90485 59184 01.04.2026 5,97284 81,9962 0,912543 62041,2 01.04.2027 5,54059 80,7796 0,91765 64133,3 01.04.2028 5,17911 79,9137 0,922189 66087,4 01.04.2029 4,88082 79,3056 0,926108 67917,2 01.04.2030 4,62826 78,8735 0,929548 69647,7 01.04.2031 4,40862 78,5429 0,932609 71292,5 01.04.2032 4,2164 78,3106 0,935356 72867,6 01.04.2033 4,0396 78,1472 0,937937 74371,5 01.04.2034 3,87768 78,0615 0,940359 75813,4 01.04.2035 3,73484 78,0085 0,942517 77200 01.04.2036 3,59323 77,9854 0,94468 78648,7 01.04.2037 3,47907 77,9656 0,946424 79831,4 01.04.2038 3,36308 77,9576 0,948205 81078,1 01.04.2039 3,25526 77,9522 0,949862 82284 50 01.04.2040 3,15509 77,9554 0,951407 83455,4 01.04.2041 3,06095 77,965 0,952863 84588,3 01.04.2042 2,97177 77,9891 0,95425 85687,8 01.04.2043 2,8856 78,017 0,955593 86755,3 01.04.2044 2,8035 78,0506 0,956875 87795 01.04.2045 2,7257 78,082 0,958088 88802,8 01.04.2046 2,65157 78,112 0,959244 89782,9 01.07.2047 2,5627 78,1489 0,960629 90970,3 Накопленная добыча по скв.15 за 30 лет составила 90.9, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 17% до 96%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 2,5 т/сут Рис. 4.13 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _бс от количества лет разработки. 51 Рис 4.14. Зависимость обводненности по скважине 18_Бс от количества лет разработки. 4 вариант Производятся зарезки боковых стволов16,15,18 скважин в режиме добычи. Таблица 4.5 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.16_бс Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т 01.04.2017 61,5744 159,244 0,535758 6842,18 01.04.2018 39,636 132,964 0,642098 25911,1 01.04.2019 29,4783 108,982 0,675247 38131,1 01.04.2020 22,4981 92,0522 0,70656 47391,3 01.04.2021 17,6983 80,1802 0,734984 54543,7 01.04.2022 14,4422 71,7213 0,758236 60275,1 01.04.2023 12,2618 65,6065 0,775605 65049,3 01.04.2024 10,7156 61,0575 0,789291 69181,8 01.04.2025 9,55344 57,6383 0,800999 72825,8 01.04.2026 8,64691 55,0264 0,811333 76100,5 |