Задача №1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины
Шаг 1. Расчет входного дебита нефтяной скважины.
Расчет к о эффициента продуктивности осуществляется по формуле Дюпюи:
(1)
где k – коэф.проницаемости, мкм2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м, μн – вязкость нефти – 1 сП = 10-3 Па∙с, bн - объемный коэффициент нефти; R-радиус зоны дренирования (принимаем равным половине расстояния между скважинами: R=L/2 (если сетка скважин 500*500 м, то R= 250м); rс – радиус скважины принимаем равным 0,1 м; S - скин-фактор.
Расчетные параметры определены в таблице ГФХ. На первой итерации принимаем скин-фактор равным 0 (идеальное вскрытие пласта).
Рассчитываем дебит скважины по формуле:
(2)
где qж – дебит жидкости, м3/сут (т/сут). Принимаем депрессию (ΔР), равной:
v 4 МПа, если скважина малодебитная (т.е. qн ≤ 10 т/сут)
v 8 МПа, если скважина высокодебитная (т.е. qн ≥ 20 т/сут)
Если в результате получается qн ≥ 20 т/сут, то расчет закончен.
Если qн ≤ 20 т/сут, то намечаем ГТМ. Так после проведения ОПЗ примем скин-фактор (S) равным (– 1). Пересчитываем дебит по формуле 1.
Если в результате получается qн ≥ 20 т/сут, то расчет закончен.
Если же qн ≤ 20 т/сут, то намечаем проведение ГРП. После проведения ГРП примем скин-фактор (S) равным – 3 (стандартный ГРП) или -5(большеобъемный ГРП). Пересчитываем дебит по формуле 1.
Для расчета дебита скважины размерности параметром необходимо перевести в систему СИ (система интернациональная).
Перевод единиц в системе СИ: 1 Д = 10-12 м2 = 1 мкм2; 1 мД = 10-15 м2; 1 сП = 1 мПа*с = 10-3Па*с; 1 сут = 86400 с.
| Шаг 1. | ФОРМУЛЫ |
| Кпр, мкм2(Д) | 0,907 |
| h, м | 6,2 |
| Mu, сП | 3,9 |
| S | |
| rн, т/м3 | 0,803 |
| Кпрод, м3/(сут*МПа) | =2*3,14*B2*10^-12*B3/(B4*10^-3*B6*(LN(400/0,1)+B5))*10^6*86400 |
| q, м3/сут | =B7*4 |
| q, т/сут | =B8*B6 |
| Шаг 1. | ПРИМЕР РАСЧЕТА |
| Кпр, мД | |
| h, м | 6,2 |
| Mu, сП | 3,9 |
| S | |
| н, т/м3 | 0,803 |
| Кпрод, м3/(сут*МПа) | 94,3 |
| q, м3/сут | 377,3 |
| q, т/сут | 303,0 |
Шаг 2. Расчет параметра Крылова нефтяной скважины (Qизв1скв)– извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину.
Рассчитываем плотность извлекаемых запасов нефти:
fн=hнн*Kпор*Kнн*ρн*(1/bн)*КИН (3)
где hнн – средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; Кпор – коэффициент пористости, д. ед.; Кнн – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.; ρн – плотность нефти, т/м3; bн – объемный коэффициент нефти; Ө = 1/ b н – пересчетный коэффициент нефти; КИН= Q изв/ Q геол. Для расчета принимаем КИН = 0,3 д.ед.
Рассчитываем вариант с сеткой скважин 500*500 м. При этом, плотность сетки составит Sc = 25 га/скв.
Определим параметр Крылова:
Qизв1скв = Sc* fн (4)
Если Qизв1скв составляет:
v ≥ 50 тыс. т., расчет заканчивается.
v ≤ 50 тыс. т., бурение скважины не рентабельно. Расчет продолжается.
Параметры, которые могут повлиять на объем извлекаемых запасов – нефтенасыщенная толщина hнн и плотность сетки скважин Sc:
1. Рекомендуется поместить скважину в больших нефтенасыщенных толщинах, т.е. принимаем hmin = 4 м.
2. Можно рассмотреть более редкую сетку скважин: 600*600 м или Sc = 36 га.
Расчитываем Qизв1скв= Sc* fн.
Если: Qизв1скв = ≥ 50 тыс. т., то расчет закончен.
| Шаг 2. | |||
| h, м | =B3 | ||
| Кпор, д.ед. | 0,23 | ||
| Kнн, д.ед. | 0,806 | ||
| н, т/м3 | =B6 | ||
| bн, д.ед. | 1,144 | ||
| КИН, д.ед. | 0,3 | ||
| Sc, м2 | |||
| fн, тыс.т/м2 | =B11*B12*B13*B14*B16/B15 | ||
| Qизв1 скв, тыс.т. | =B18*B17/1000 | ||
| Шаг 2. | |||
| h, м | 6,2 | ||
| Кпор, д.ед. | 0,23 | ||
| Kнн, д.ед. | 0,806 | ||
| н, т/м3 | 0,803 | ||
| bн, д.ед. | 1,144 | ||
| КИН, д.ед. | 0,3 | ||
| Sc, м2 | |||
| fн, тыс.т/м2 | 0,24 | ||
| Qизв1 скв, тыс.т. | 60,5 | ||
Если мы изменили hнн и Sc (L), то возвращаемся на шаг 1 и пересчитываем дебит скважины.
Шаг 3. Расчет времени выработки запасов
Расчет времени выработки запасов, если дебит нефти снижается линейно (рис.1).
Тогда: T2 = 2Qизв1скв/ qн. (5)
| Шаг 2. | |
| Т2, лет | 1,1 |
| Шаг 2. | |
| Т2, лет | =2*B19/B9*1000/365 |
Задача №3. Экспертный вывод по таблице ГФХ нефтяной залежи
Рассчитываем входной дебит нефти скважины и параметр Крылова. Далее на основе таблицы ГФХ формулируем правила (логические следствия) для экспертного вывода:
1. Нефтяная залежь: Если(hнн<=3;”Коллектор характеризуется низкой нефтенасыщенной толщиной (hнн=1,0 м)»;Если(hнн>=10;”Коллектор характеризуется высокой нефтенасыщенной толщиной (hнн=12,0 м)»;”Коллектор характеризуется средней нефтенасыщенной толщиной (hнн=5,0 м»));
2. Если(Кпрон<=0,01;”низкой проницаемостью (Кпрон=0,002 мкм2)»; Если(Кпрон >=0,03;” высокой проницаемостью (Кпрон=0,05 мкм2)»;”средней проницаемостью (Кпрон=0,02 мкм2)»));
3. Если(Красч<=3;”низкая расчлененность (Красч=2)»; Если(Красч>=6;”высокая расчлененность (Красч=7)»;”средняя расчлененность (Красч=4)»));
4. Если(Кпесч<=0,3;”низкий коэфф. песчанистости (Кпесч=0,28 - СПК сильно-прерывистый коллектор)»; Если(Кпесч>=0,6;”высокий коэфф. песчанистости (Кпесч=0,8 - ГСК гидродинамически связный коллектор)»; ”средний коэфф. песчанистости (Кпесч=0,5 - ПК прерывистый коллектор»));
5. Если(«Тип коллектора»= «поровый»; «Коллектор поровый, характеризуется…»; Если(«Тип коллектора»= «трещинный»; «Коллектор трещинный, характеризуется…»;” ”));
6. Нефтяная залежь: Если(Кпрод<=1; «низкой продуктивностью (Кпрод=0,21 м3/сут*МПа). При депрессии на пласт 4 МПа дебит жидкости составит 0,7 т/сут. (способ эксплуатации - ШГН). Необходимо применение технологий интенсификации добычи.»;
Если(Кпрод>=5; «высокой продуктивностью (Кпрод=34 м3/сут*МПа). При депрессии на пласт 8 МПа дебит жидкости составит 230 т/сут. (способ эксплуатации - ЭЦН). Необходимость применение технологий интенсификации добычи отсутствует.»;
Если(1<Кпрод<5; «средней продуктивностью (Кпрод=2,0 м3/сут*МПа). При депрессии на пласт 8 МПа дебит жидкости составит 13,0 т/сут. (способ эксплуатации - ШГН). Необходимо применение технологий интенсификации добычи.»));
Нефтяная скважина называется малодебитной, если qн £10 т/сут.
Нефтяная скважина называется высокодебитной, если qн>=20 т/сут.
Нефтяная скважина называется среднедебитной, если 10<qн<20 т/сут.
8. Если(КАВПД<=0,7;«Термобарические условия нетиповые: пластовое давление аномально низкое АНПД (Рпл=20,0 МПа, Ргст=30,0 МПа). Коэфф. аномальности давления равен 0,66,»; Если(КАВПД>=1,3;«Термобарические условия нетиповые: пластовое давление аномально высокое АВПД (Рпл=40,0 МПа, Ргст=30,0 МПа). Коэфф. аномальности давления равен 1,33,»; «Термобарические условия типовые: пластовое давление близко гидростатическому (Рпл=15,6 МПа, Ргст=15,5 МПа). Коэфф. аномальности давления равен 1,0 (КАВПД=1,0),»)).
Гидростатическое давление (Ргдст), это давление, оказываемое покоящимся столбом воды в скважине. Определяется по формуле: Ргдст = ρвgL » 0.1*L(атм), где ρв = 1000 кг/м3, g = 9,81 м/с2, L – глубина залегания пласта, м.
Аномально высокое пластовое давление (АВПД), если Рпл ≥ 1,3*Ргдст,. Аномально низкое пластовое давление (АНПД), если Рпл ≤ 0,7*Ргдст.
Коэфф. аномальности давления КАВПД = Рпл /Ргдст.
9. Если(ТПЛ<=30;«пластовая температура низкая (ТПЛ=30 град. С при расчетной tпл = 29 град. С).»; Если(ТПЛ>=90;«пластовая температура высокая (ТПЛ=97 град. С при расчетной tпл = 90 град. С).»; «пластовая температура средняя (ТПЛ=50 град. С при расчетной tпл = 52 град. С).»)).
Расчетная пластовая температура для условий Западной Сибири определяется по эмпирической формуле: tпл = 0,03∙L0 С, где L глубина залегания пласта, м.
10. «Залежь пластовая сводовая,»
11. Если(((Кнн > 0)&(hнн>0)&(Кгн = 0)&(hгн=0));”нефтяная”; Если(((Кнн = 0)&(hнн=0)&(Кгн > 0)&(hгн>0)); Если(С5+В=0;”газовая”;”газоконденсатная”))).
12. Нефтяная залежь: Если(Кнн<0,55; «характеризуется низким значением коэфф. нефтенасыщенности (Кнн=0,315-коллектор недонасыщенный), входные дебиты новых скважин будут иметь начальную обводненность 98%.»; «характеризуется высоким значением коэфф. нефтенасыщенности (Кнн=0,75-коллектор насыщенный), входные дебиты новых скважин будут безводными.»
Текущая обводненность рассчитывается по эмпирической формуле:
13. Если(Квыт<=0,4; «коэффициент вытеснения низкий (Квыт=0,35).»; Если(Квыт>=0,6; «коэффициент вытеснения высокий (Квыт=0,65).»; «коэффициент вытеснения равен 0,55.»)).
14. Нефтяная залежь: Если(Кон<0,1; «При этом коэфф.остаточной нефтенасыщенности меньше допустимого (Кон=0,08<0,1)»; Если(Кон>0,4; «При этом коэфф. остаточной нефтенасыщенности выше допустимого (Кон=0,42>0,4)»; «При этом коэфф. остаточной нефтенасыщенности Кон равен 0,25»)).
Коэффициент вытеснения - отношение объема пор, насыщенных подвижной нефтью к первоначальному объему нефтенасыщенных пор, определяется по формуле:
Квыт = 
15. Нефтяная залежь: Если(QКРЫЛОВ <25,0; «Плотность извлекаемых запасов низкая: извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину при плотности сетки 25 га составят 23,6 тыс.т., что ниже минимальной величины (25 тыс.т/скв).»; Если(QКРЫЛОВ >50,0; «Плотность извлекаемых запасов высокая: извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину при плотности сетки 25 га составят 60,0 тыс.т., что выше оптимальной величины (50 тыс.т/скв).»; «Плотность извлекаемых запасов средняя: извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину при плотности сетки 25 га составят 35,0 тыс.т., что выше минимальной величины (25 тыс.т/скв), но ниже оптимальной величины (50 тыс.т/скв).»
16. Нефтяная залежь: Если(rн<0,850; «Нефть является легкой по плотности (rн=0,848 г/см3),»; Если(rн>=0,90; «Нефть является тяжелой (rн=0,950 г/см3),»; «Нефть является средней по плотности (rн=0,880 г/см3),»)).
Газовая (газоконденсатная) залежь: Если(С5+В <=25,0; «Свободный газ является сухим,»; «Свободный газ является жирным,»).
17. Нефтяная залежь: Если(mн<=10; «маловязкой (mн=7,4 мПа*с),»; (Если(mн>=200; «сверхвязкая (mн=2000 мПа*с),»; Если(mн>=50; «высоковязкой (mн=100 мПа*с),»; «средней вязкости (mн=20,0 мПа*с),»))).
18. Нефтяная залежь: Если(Гф<=1; «”мертвая”»; Если(Гф<=65; «с низким газосодержанием (Гф=15 м3/т),»; Если(Гф>165; «с высоким газосодержанием (Гф=200 м3/т),»; «со средним газосодержанием (Гф=90 м3/т),»))).
19. Нефтяная залежь: Если(bн<=1,2; «и малым объемным коэффициентом (bн = 1,04).»; Если (bн>=1.5; «и большим объемным коэффициентом (bн = 2,0).»; «и средним значением объемного коэффициента (bн = 1,33)).»)).
20. Нефтяная залежь: Если(Pнас<=0,5*Pпл; «Давление насыщения низкое (Рнас=4,0 МПа), что позволит эксплуатировать скважины с макс. депрессией до 10,6 МПа. При этом макс. дебит жидкости составит 90,0 т/сут.»; Если(Pнас>=0,8*Pпл; «Давление насыщения высокое (Рнас=24,0 МПа), что позволит эксплуатировать скважины с макс.депрессией лишь 5,0 МПа. При этом макс. дебит жидкости составит 2,0 т/сут.»; «Давление насыщения среднее (Рнас=18,0 МПа), что позволит эксплуатировать скважины с макс.депрессией до 5,0 МПа. При этом макс. дебит жидкости составит 20,0 т/сут.»)).
21. Нефтяная залежь: Если(Сп<=1,5; «Нефть малопарафинистая (Сп=0,2%), поэтому маловероятно образование АСПО.»; Если(Сп >=6,0; «Нефть высокопарафинистая (Сп=7,0%), поэтому будет образовываться АСПО, что потребует применения соответствующих технологий предупреждения и удаления.»; «Нефть парафинистая (Сп=5,95%), поэтому вероятно образование АСПО, что потребует применения соответствующих технологий предупреждения и удаления.»)).
22. Нефтяная залежь: Если(Сs<=0,5; «Нефть малосернистая (Сs=0,2%)»; Если(Сs >=2,0; «Нефть высокосернистая (Сs=2,5%), поэтому требуется организация сероочистки для повышения качества нефти.»; Если(0,5 <Сs <2,0 «Нефть среднесернистая (Сs=1,0%), поэтому рекомендуется сероочистка для повышения качества нефти.»)).
23. Если (С<=1,0; «Пластовые воды являются пресными (содержание солей~0 г/л) и малоагрессивными.»; Если(С >=36,0; «Пластовые воды являются рассолами (содержание солей~262 г/л) и высокоагрессивными (коррозия оборудования)»; Если(1< С <36,0; «Пластовые воды являются минерализованными (содержание солей~12 г/л) и агрессивными (коррозия оборудования).»)).
В первом приближении плотность пластовой воды в зависимости от массовой концентрации растворенных в ней солей (минерализации) и при 20оС может быть рассчитана по корреляционной формуле:
ρв ≈ 998.2+0,7647*С, [кг/м3]
24. Если (mв<=mн; «Вязкость воды ниже вязкости нефти, поэтому фронт вытеснения неустойчивый.»; Если(mв>mн; «Вязкость воды больше вязкости нефти, поэтому фронт вытеснения устойчивый.»)).