Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 [ 51 ] 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Таблица 2.14

Показатели разработки пласта

Дата

Нефть, тыс. т

Вода, тыс. т

Закачка, тыс. т

Число скважин

Пластовое давление, МПа

1979

3110,0

17,5

2006,1

21,9

1980

5724,3

76,3

5691,0

21,7

1981

9650,7

235,7

10796,9

21,4

1982

15014,3

481,5

20794,0

22,9

1983

21485,4

1842,9

32363,1

23,5

1984

28099,3

4778,0

45406,8

23,9

1985

32972,3

8396,6

59478,5

24,3

1986

37537,4

13864,7

73977,9

25,3

1987

41721,0

20358,1

88110,9

25,3

1988

45368,7

26625,3

102998,9

25,6

1989

48641,0

33188,1

116661,9

25,4

1990

51407,8

39819,3

129283,2

26,0

1991

53731,9

47265,9

141741,6

26,1

1992

55430,3

55639,2

152728,9

26,9

1993

56783,8

63742,5

159748,7

26,7

1994

57904,7

68942,7

165541,5

26,2

1995

59025,6

74142,9

171334,3

Идентификация параметров модели позволяет прогнозировать динамику пластового давления при заданных годовых режимах эксплуатации месторождения. Так, было рассчитано изменение давления в контуре пласта БС10 при годовом отборе жидкости = 7585,3 тыс. т и годовой закачке Qa = 5792,8 тыс. т воды. При таких объемах к концу 1997 г. давление должно стать равным начальному пластовому давлению 24,9 МПа

(рис. 2.14).



P (МПа)

27 26 25 24 23

22 i


t (год)

факт;

расчет

Рис. 2.14. Динамика изменения нластового давления

Пример 2.

Объем пласта БС8 значительно меньше объема рассмотренного выше пласта БС10. Поскольку небольшие по объему нефтеносные объекты подвержены значительному влиянию законтурных вод, то в качестве начального приближения была взята модель (2.84), учитывающая перетоки через контур нефтеносности. Расчеты оценки сложности модели по методу структурной минимизации функции среднего риска подтвердили правильность этого выбора.

Трехпараметрическая модель (2.84) позволяет оценить не только коэффициент «полезно» используемой закачиваемой жидкости (для данного пласта k ~ 0,96), но и объемы перетоков через контур нефтеносности (рис. 2.15). Как видим, на начальной стадии эксплуатации пласта до начала заводнения происходило вторжение законтурной воды, а на поздней стадии - отток жидкости.



1200 и

800 А

400 А

-400 А

-800 А

-1200

-1600

-2000

-2400

Q, тыс.м3

1992

1989 1988 ii

il i 1990 . . pi) .

1991

1995

1987

1986

1985

1984

Рис. 2.15. Объемы перетоков

2.9. Оценка добывных возможностей скважин по данным нормальной эксплуатации

Практически во всех работах, посвященных анализу разработки нефтяных месторождений, отмечается недостаточность исследований скважин и пластов. Справедливости ради, следует отметить, что наблюдаемая тенденция небезосновательна. Инженеры-нефтяники испытывают растущую неудовлетворенность дорогостоящими исследованиями, результаты которых зачастую оказываются неустойчивыми относительно ошибок замеров, неоднозначными (см. раздел 2.6) и потому во многом субъективными, зависящими от личности и квалификации интерпретатора. Растет также понимание того, что, при всем желании, чисто технически невозможно охва-




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 [ 51 ] 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121



Яндекс.Метрика