Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?о 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 ?в коэффициент извлечения нефти верхней пачки, доли единицы;
?н средняя начальная нефтенасыщенность, доли единицы;
?о средняя остаточная нефтенасыщенность, доли единицы
Коэффициент нефтеотдачи ?вг 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 15126,20,194 = 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 iем 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 iет уплотнения сетки скважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.
Текущая плотность сетки скважин на выбранном участке составляет
м2/скв, (18)
где F площадь участка, м2;
n количество скважин
Плотность сетки скважин после строительства бокового ствола
м2/скв, (19)
3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины
Принятые допущения при обосновании проектного дебита:
значение нефтенасыщенности верхней пачки в зоне расположения забоя проектного бокового ствола определяется, исходя из выработки этой пачки скважинами №1556 и №163, при этом коэффициент извлечения составляет 0,097;
выработки верхней пачки в зонах дренирования скважин №1555 и №2407 не происходило;
Остаточная нефтенасыщенность верхней пачки
, (20)
где ?ов остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;
?нв начальная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы
Остаточная нефтенасыщенность основной пачки
, (21)
где ?оо остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;
?но начальная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы
Водонасыщенность пласта при условии, что газ находится в растворенном в нефти состоянии верхней пачки
?вв = 1 ?ов = 1 0,68 = 0,32, (22)
основной пачки
?во = 1 ?оо = 1 0,25 = 0,75 (23)
Используя кривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовые проницаемости для воды и нефти в зоне проектного забоя.
Согласно кривым относительные проницаемости составляют
для верхней пачки: по воде кв/ = 2%, по нефти кн/ = 18%;
для основной пачки: по воде кв/ = 29%, по нефти кн/ = 1%.
Фазовые проницаемости по продуктивным пачкам
верхняя пачка
кн = к кн/ = 0,285 0,18 = 0,051 мкм2, (24)
кв = к кв/ = 0,285 0,02 = 0,006 мкм2, (25)
основная пачка
кн = к кн/ = 0,484 0,01 = 0,005 мкм2, (26)
кв = к кв/ = 0,484 0,29 = 0,140 мкм2, (27)
где к среднее значение проницаемости по продуктивным пачкам, мкм2
Кривые относительных проницаемостей получены экспериментальным путем для девонских пеiаников пласта DI Туймазинского месторождения.
Рисунок 14 Экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостей девонских пеiаников для нефти и воды пласта DI Туймазинского месторождения
Среднее пластовое давление по участку
МПа, (28)
где Рi пластовые давления, измеренные в окружающих скважинах, МПа
Радиус контура питания скважины
м, (29)
Проектный дебит скважины
верхняя пачка
по воде:
, (30)
по нефти:
, (32)
основная пачка
по воде
, (34)
по нефти
, (36)
где 86400 переiетный коэффициент, с;
h толщина соответствующих продуктивных пачек, м;
Рз забойное давление проектной скважины
в вязкость воды в пластовых условиях, Пас;
н вязкость нефти в пластовых условиях, Пас;
rс радиус скважины, м
Суммарный дебит жидкости скважи
Copyright © 2008-2014 studsell.com рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение