Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование вариантов разработки Ново-Кореневского месторождения, страница 4

В целом по месторождению удельный отбор нефти на 1 МПа снижения пластового давления  составляет  1,559 тыс.т.

С учетом проведенных  исследований выполнен расчет по определению минимального пластового давления фонтанирования скважин Ново-Кореневского месторождения. 

Минимальное пластовое давление фонтанирование было определено исходя из расчетной величины минимального забойного давления фонтанирования, определенного по методике  А.А.Брискмана, С.В.Сафронова  для скважины 10  при  нулевой обводнённости  (таблица 3.9)

   Таблица 3.9 – Расчёт МДФ для скв.10 Ново-Кореневского м-я

Далее, исходя из общеизвестной формулы Дарси   ,

где ΔP = P_пл –P_заб  можно определить среднее минимальное (рентабельное) пластовое давление фонтанирования (1):

                   (1)

Примем рентабельный дебит скважины 10 при  фонтанировании      Q = 5 м³/сут безводной нефти, коэффициент продуктивности скважины составляет 22,07 м³/сут*МПа.

Тогда минимальное пластовое давление фонтанирования будет  равно 21,25 МПа.

Добывные возможности залежи на упругом режиме определяются с использованием уравнений материального баланса

               ,                         (2)

где q – добыча нефти, тыс.т;

Q  – начальные балансовые запасы нефти, тыс.т;

∆Р – изменение пластового давления, МПа, для нашего случая - падение пластового давления от начального (44 МПа) до минимального пластового давления фонтанирования (23,08 МПа) в первом случае и от начального до давления насыщения нефти газом (3,11 МПа) во втором случае;

β*– эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы,      МПа^-1.

                    ,    (3)

             где βн, βв, βп – коэффициенты сжимаемости нефти, воды, породы, соответственно, 10^-4 МПа^-1, (5.6, 3.5, 0.25 соответственно в первом случае и 6.3, 3.5, 0.25 – во втором);

Sн, Sв – коэффициенты нефте,- и водонасыщенности, ед., (0.83 и 0.17);

m – коэффициент пористости коллектора, ед,  (0.09).

График зависимости сжимаемости нефти от пластового давления, построенный по результатам пробы пластовой нефти из скважины 10, приведен на  рисунке 3.2.

При снижении пластового давления с начального до минимального пластового давления фонтанирования добыча нефти из залежи, согласно формуле (2),  составит всего 54,5 тыс.т.

При снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом добыча нефти из залежи, согласно формуле (2),  составит 117,7 тыс.т. Следовательно при прекращении фонтанирования скважин после перевода их на механизированный способ эксплуатации мы отберём 117,7-54,5=63,2 тыс.т нефти.

Таким образом, на упругом режиме добыча составит – 117,7 тыс.т,

                                в том числе фонтанным способом  - 54,5 тыс.т.,

                                                          механизированным – 63,2 тыс.т.

Данные, полученные в результате бурения и эксплуатации скважин, а также  наличие физико – химических характеристик пластовых нефтей  позволили оценить  величину балансовых запасов нефти методом материального баланса.

Оценка величины начальных балансовых запасов выполнена с использованием традиционной формулы материального баланса при упругом режиме разработки залежи, когда

Qбал = qн/b*х Dр, где

Qбал – балансовые запасы;

qн – добыча нефти;

Расчет балансовых запасов произведен  по лебедянской залежи в целом.

Результаты оценки начальных балансовых запасов нефти, методом материального баланса при снижении давления от начального до текущего представлены в таблице 3.10.  Согласно расчетам начальные балансовые запасы оцениваются в 1768 тыс.т., что почти в два раза меньше запасов, подсчитанных с помощь программного продукта “Petrel”.

Учитывая текущее состояние разработки, действующего фонда скважин для отбора остаточных извлекаемых запасов недостаточно. Для улучшения состояния разработки и дальнейшей выработки запасов межсолевой залежи необходимо бурение и ввод новых добывающих скважин.