Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

48

Введение

На различных стадиях комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о свойствах пласта и флюидов, условиях работы скважин следует применять различные по степени сложности и точности методы расчетов технологических показателей разработки при заводнении [1].

Чтобы надёжно прогнозировать обводнённость добываемой из залежи продукции, определять коэффициент нефтеотдачи пластов, а также намечать мероприятия по регулированию процесса разработки и оценивать их эффективность, необходимо знать степень влияния различных факторов на процесс заводнения и какие из них следует учитывать при прогнозе в первую очередь, а какими можно на определённой стадии разработки принебречь.

Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что ход процесса заводнения зависит от следующих основных факторов: 1) различия вязкостей нефти и воды; 2) наличие начальных водо - нефтяных зон; 3) неоднородности геолого-физических свойств пластов; 4) особенностей движения жидкости в систему скважин; 5) системы воздействия на пласт; 6) условий эксплуатации скважин; 7) расчленённости пласта; 8) прерывистости пласта; 9) степени вскрытия пласта в скважинах.

Методики расчётов технологических показателей разработки нефтяных месторождений должны соответствовать стадиям комплексного проектирования и применяться в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о строении залежей нефти, свойствах пластов, а также от условий эксплуатации скважин на месторождении.

При составлении проектов разработки месторождений, когда имеется значительно большой объём информации более высокого качества, обеспечивается возможность и целесообразность применения более точных и сложных методик расчётов технологических показателей разработки.

В данной работе осуществлён расчёт технологических показателей разработки залежи Кизеловского горизонта Копей-кубовского месторождения по методике расчёта, предложенной Саттаровым.

1 Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Копей-Кубовского месторождения

1.1 Орогидрография

Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северовосточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах от поселка Серафимовский.

Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов. Район относится к области умеренно-континентального климата. Средняя температура зимой -9,7С, летом +20,6С. Среднее годовое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров - юго-восточное.

Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень - реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плато размыва. Рельеф отличается резкой асимметричностью строения водораздельных участков. Крутые склоны, обращенные на юг, образуют мысообразные выступы, изрезанные сетью глубоких долин и оврагов. Амплитуда колебаний рельефа - 198 м. Наиболее возвышенные участки расположены в центральной части месторождения. Абсолютные отметки рельефа в пределах возвышенности изменяются от +300 до +325 м. К западу и востоку от центрального возвышенного участка происходит постепенное понижение рельефа до 200-180 м. Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения.

Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского и известняки кизеловского горизонтов, заволжского горизонта нижнего карбона, карбонатные коллектора верхнефаменского подъяруса и нижележащие карбонаты фаменского яруса, а также песчаный пласт Д₁ пашийского горизонта [1].

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Октябрьскнефть», расположенное в поселке Серафимовский.

Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа-Октябрьский. По территории района проходит Куйбышевская железная дорога с ближайшей к месторождению станцией Кандры и две шоссейные, которые в настоящее время в основном покрыты асфальтом. Одна из шоссейных дорог связывает станцию Буздяк с поселком Кандры через деревни Тюйкильды и Сайраново. Другая дорога идет на станцию Буздяк через деревню Казаклар-Кубово. Остальные населенные пункты связаны между собой шоссейными и грунтовыми дорогами. Район месторождения довольно густо заселен. Населенные пункты располагаются по берегам речек [2].

1.2 Характеристика геологического строения

Промышленное освоение Копей-Кубовского нефтяного месторождения начато в 1953 году.

На Копей-Кубовском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.

Месторождение приурочено к группе поднятий Копей-Кубовского вала, расположенного в краевой части Татарского свода, имеющего общее северо-западное простирание. Обособленно расположено Кандринское поднятие, относящееся к другому валу.

Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1370 м, турнейского яруса 1450 м, верхнефаменского подъяруса 1500 м, пласта Д₁ 1870 м.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: CVI₁, CVI₂, CVI₃.

Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов CVI₁, CVI₂, CVI₃ неравномерна по площади. В сводном контуре нефтеносности, только залежь в районе Кандринского поднятия представлена одним пластом CVI₃. Залежи, расположенные вдоль Копей-Кубовского вала имеют общее северо-западное простирание. Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов CVI₁, CVI₂, CVI₃, равная 6,0 м вскрыта скважина 928 на северо-западе месторождения. В других скважинах в контуре нефтеносности нефтенасыщенная толщина состоит из толщин CVI₂ и CVI₃, или показана толщина одного из этих пластов.

В отложениях турнейского яруса выделяются три продуктивные пачки: одна в кизеловском горизонте и две в заволжском горизонте. Карта контуров залежей нижнего карбона и геологический профиль представлены на рисунке 1.2.

Известняки кизеловского горизонта представлены органогенно-обломочными, участками перекристаллизованные, местами трещиноватые, прослоями плотные, неравномерно-глинистые, с тонкими пропластками темно-серых аргиллитов и с включениями голубовато - серого ангидрита. В известняках кизеловской продуктивной пачки установлено три залежи нефти. Залежи массивные, очертания их обусловлены особенностями структурного плана [2].

48

Копей-Кубовское нефтяное месторождение

Залежь 1 имеет размер 3,8x2,0 км при высоте 19,8 м. ВНК проходит на отметках -1090-1095 м. В контуре нефтеносности пробурено 74 скважины, в 28-ми продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в одной - скважине 35к с дебитом 8,6 т/сут. Залежь оценена запасами категории С1.

Залежь 2 сложной полосообразной формы, приурочена к цепочке поднятий. Залежь вытянута в длину до 7 км при ширине от 2,4 до 0,6 км. ВНК в пределах залежи прослеживается на отметках -1090-1097 м. В контуре нефтеносности пробурено 73 скважины, в 51-ой продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в скважине 9к. Залежь оценена запасами категорий В и С1.

Залежь 3 приурочена к двум изолированным поднятиям, имеющим ВНК на отметке -1117 м. Общая протяженность всей залежи 2,4 км, размеры изолированных куполов 1,0x0,8 км и 1,5x1,0 км, высотой соответственно 11,4 и 18,3 м. В пределах залежи пробурено 10 скважин, опробованы 6, в четырех получены безводные притоки нефти.

1.3 Коллекторские свойства карбонатных пластов и насыщающих их жидкостей

1.3.1 Толщина пластов

Характеристика толщин пластов приведена в таблице 1.3.1

Таблица 1.3.1. Характеристика толщин кизеловского горизонта

1.3.2 Коллекторские свойства пластов Кизеловского горизонта

В кровельной части кизеловского горизонта залегают плотные, глинистые известняки, толщиной 2-4 м. Ниже залегают известняки органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористые. Количество пористых прослоев и их положение в разрезе горизонта значительно изменяются по скважинам.

Общая толщина кизеловской продуктивной пачки равна в среднем 16,6 м, а эффективная толщина - 9 м. Средняя доля коллекторов в целом по пачке составляет 0,55, среднее значение расчлененности 3,18. Нефтенасыщенная толщина 5,1 м.

При проектировании приняты: средняя пористость по керну и по геофизическим исследованиям скважин 0,12, нефтенасыщенность - 0,81, насыщенность связанной водой по геофизическим исследованиям - 0,19, проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин равна 0,066 мкм² [2].

1.3.3 Свойства и состав нефти, газа и воды Кизеловского горизонта

Изучение свойств нефтей Копей-Кубовского месторождения в пластовых условиях проводилось в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть, результаты исследований приведены в таблице 1.3.3

Все нефти Копей-Кубовского месторождения относятся к тяжелым, высоковязким и сернистым нефтям. Нефти имеют повышенное содержание асфальтенов (14-18%). Содержание серы находится в пределах 1,5-3,9%. Во всех пробах, кроме бобриковского горизонта и пласта Д1 пашийского горизонта, присутствует сероводород. В компонентном составе нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных горизонтов присутствуют углеводороды от метана до пентана с преобладанием метана и азота.

Пластовая вода представляет собой метаморфизированный рассол хлоркальциевого типа. Общая минерализация изменяется в пределах 160,1 г/л - 314,8 г/л. Плотность в среднем варьирует от 1157 до 1172 кг/м^З. Вязкость воды продуктивных горизонтов в пластовых условиях составляет 1,5-1,6 мПа*с.

Коэффициент вытеснения нефти водой по продуктивному кизеловскому горизонту рассчитывался статистическими методами. Остаточная нефтенасыщенность, ее средняя величина по карбонатным коллекторам, равна 0,3 доли единицы, коэффициент вытеснения по кизеловскому горизонту 0,63 доли единицы.

Исследование свойств поверхностных нефтей проводилось в лаборатории Туймазинской ГГЖ и в ЦНИПРе НГДУ «Октябрьскнефть» [2].

Таблица 1.3.3. Свойства пластовой нефти, газа и воды

1.4 Текущее состояние разработки Кизеловского горизонта

В настоящее время Копей-Кубовское месторождение разрабатывается в соответствии с «Проектом разработки Копей-Кубовского месторождения», составленным в БашНИПИнефть в 1984 году.

По состоянию на 01.01.2000 года на все залежи нефти пробурено 240 скважин из них 43 нагнетательные. Эксплуатационный фонд составляет 165 добывающих (в том числе 12 многообъектных) и 34 нагнетательных скважин. Дающих продукцию - 147 добывающих (11 скважин оборудованы установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) и 145 оборудованы штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) и 32 нагнетательных скважин. Действующий фонд - 156 добывающих и 33 нагнетательных скважин. Бездействующий фонд - 9 добывающих и 1 нагнетательная скважин. Водозаборные -3 скважины. Во временной консервации - 1 скважина. Пьезометрические - 9 скважин. Ликвидированные - 27 скважин (11 - после эксплуатации, 16 - после бурения). По карбонатным залежам скважины распределяются следующим образом:

кизеловский горизонт: 69 добывающих и 16 нагнетательных скважин действующего фонда, 1 добывающая скважина бездействующего фонда (69 скважин оборудовано ШСНУ), 6 скважин пьезометрические.

заволжский горизонт: 21 добывающая скважина действующего фонда, 1 добывающая скважина бездействующего фонда (22 скважины оборудованы ШСНУ).

верхнефаменский подъярус: 30 добывающих и 4 нагнетательных скважин действующего фонда, 4 добывающих и 1 нагнетательная скважин бездействующего фонда (2 скважины оборудовано ЭЦН, 32 - ШСНУ), 1 скважина пьезометрическая, 2 скважины ликвидированы после эксплуатации, 7 скважин ликвидировано после бурения.

На 01.01.2001 года на месторождении зафиксированы следующие показатели по добыче нефти, воды и жидкости из кизеловского горизонта турнейского яруса (таблице 1.5) по годам разработки, динамика некоторых из них приведена на рисунке 1.3.

Максимальная добыча нефти была достигнута в 1975 г., после чего она начала снижаться и стабилизировалась на уровне примерно 20…23 тыс. т. в год. С 1985 г. началось дополнительное разбуривание турнейских коллекторов. В 1990 г. количество добывающих скважин достигло 72 (таблица 1.5) и затем стабилизировалось. В последнее десятилетие за 1990-2000 гг. в эксплуатации постоянно находилась 71 скважина в среднем.

Бурение новых скважин позволило значительно увеличить отбор жидкости вплоть до 1990 г. (рисунок 1.3 и таблица 1.5) и постепенно наращивать при этом добычу нефти. С 1990 г. добыча нефти начала постепенно снижаться, а обводненность добываемой продукции увеличиваться. За 2000 г. добыто 32,2 тыс. т. нефти и 101, 2 тыс. м³ воды. Средний суточный дебит нефти за этот период снизился с 2,17 т/сут в 1990 г. до 1,29 т/сут в 2000 г.

В таблице 1.6 приведены обобщенные сведения о накопленной добыче нефти, воды, жидкости и коэффициентах извлечения нефти по кизеловскому горизонту. Динамика этих показателей приведена на рисунке 1.4. В 1990 г. водо-нефтяной фактор (ВНФ) достиг 1,0. К этому времени коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 9,5% от начальных геологических запасов (9497 тыс. т.) или примерно 42% от начальных извлекаемых запасов (2102 тыс. т.).

На 1.01.2001 г. КИН составил 13,45% от начальных геологических запасов или 60,76% от начальных извлекаемых запасов. Остаточные запасы на эту дату составили 8220 тыс. т., в т.ч. извлекаемые 825 тыс. т. Текущая весовая обводненность равна 75, 9%. [2].

Таблица 1.5 Сведения о добыче нефти, воды и жидкости из скважин Копей-Кубовского месторождения

Таблица 1.6 Накопленная добыча нефти, воды и коэффициенты использования запасов

2. Методы прогнозирования показателей разработки

Существующие методы прогноза делятся на гидродинамические и эмпирические.

Гидродинамические методы прогнозирования основаны на вероятностной модели пласта. Положительными аспектами этих методов являются точные результаты начальной стадии разработки и возможность прогнозирования процесса разработки при изменении системы разработки. К недостаткам можно отнести большие расхождения расчетных и физических показателей разработки на поздней стадии разработки и громоздкость расчетов.

Эмпирические методы можно разделить на адаптационные геолого-промысловые модели и графоаналитические методы.

Сущность адаптационных геолого-промысловых моделей заключается в обобщение опыта разработки группы аналогичных объектов, которые имеют определенные вариации геолого-физических и технологических характеристик.

Графоаналитические (промыслово-статистические) методы используют зависимости одних технологических показателей разработки от других. Эти методы основаны на построение по накопленному за прошлые годы эксплуатации фактическому материалу характеристик вытеснения и экстраполяции их прогнозный период. Графоаналитические методы обладают следующими преимуществами: во-первых, они основаны на обработке фактического материала эксплуатации, что в какой то степени увеличивает надежность получаемых результатов; во-вторых, они позволяют интегрально учитывать геологические особенности строения пласта и некоторые технологические особенности разработки; так же необходимо отметить простоту их применения. Говоря о преимуществах, следует отметить, что прогнозирование, используя графоаналитические методы, возможно только на поздней стадии разработки месторождения, поскольку необходимо фактический материал и то, что эти методы неэффективны для прогнозирования при изменении системы разработки, при контроле и регулировании.

Существует около 50 способов графоаналитической оценки показателей разработки. Они подразделяются на интегральные и дифференциальные.

Интегральные характеристики вытеснения слабо реагируют на случайные кратковременные изменения процесса разработки месторождения и меняют свою форму лишь при существующих изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.

Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательной обработки данных при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов [4].

2.1 Классификация эмпирических методов прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи пластов

Существующие эмпирические методы прогноза могут быть разделены на три большие группы. К первой группе относятся методы, основанные на выявлении закономерностей, полученных в результате анализа фактических данных по месторождениям, и прогнозировании по ним процесса обводнения и нефтеотдачи других новых месторождений, геолого-физические свойства и некоторые показатели разработки которых схожи с анализируемыми.

Эти методы в свою очередь можно подразделить на три подгруппы.

1. Исследования, в которых, как правило, использовали аппарат регрессионного анализа, а также метод адаптации и обучения с последующим распознанием образов. В результате этих исследований устанавливается эмпирическая зависимость нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки. Указанную зависимость используют для прогнозирования новых месторождений. Подобные методы широко распространены в нашей стране и за рубежом.

2. Ко второй подгруппе относятся исследования, основанные на детальном изучении опыта разработки большого числа нефтяных месторождений, которые позволили создать ряд важных приближенных практических правил для прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи. К ним относятся исследования В.Н. Щелкачева, Г.Л. Говоровой, М.М. Ивановой, О.И. Дорохова, Е.Т. Гереро, Р.С. Эрлафера и др.

3. Третья подгруппа включает методы прогноза, основанные на законе «одинаковых предположений». В 1918 году Льюис и Билл выдвинули закон одинаковых предположений, который позднее был научно обоснован Л.С. Лейбензоном и сформулирован в следующем виде: если две скважины в течении 2-3 лет имеют одинаковый дебит, то и в дальнейшем их дебиты будут уменьшаться одинаково.

Закон позволяет при отсутствии достаточного количества данных о прошлой добыче скважин участка определить объем добычи в будущем на основании данных о прошлой добыче других скважин, которые давали раньше в приблизительно равных условиях одинаковую с первыми добычу. Как естественные, так и искусственные условия на разных площадях значительно варьируют, однако многие из них остаются приблизительно одинаковыми для: скважин одного и того же участка, участков одного и того же объекта разработки даже различных объектов разработки.

Первым методом прогнозирования добычи нефти, основанным на этом законе, был метод кривой средней производительности. Кривая средней производительности строится путем обобщения эксплуатационных сведений о достаточном количестве скважин или участков. Метод заключается в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам и последующем осреднении этих кривых. Метод кривой средней производительности явился основой для создания современных методов прогноза, базирующихся на законе «одинаковых предположений». К ним относятся методы Б.Т. Баишева, В.Г. Оганджанянца, В.В. Исачева, В.Ф. Усенко, Б.В. Щитова, И.Г. Пермякова и др.

И.Г. Пермяковым рассматривается возможность прогноза показателей как в целом по залежи, так и по отдельным скважинам при помощи построения «кривых производительности» в зависимости от времени разработки. Прогноз суммарной добычи нефти предлагается проводить с помощью интегральных кривых: дебит - накопленная добыча нефти (V_Н). Прогноз обводнения проводится по кривым нарастания обводненности n_В=f(V_Н), а также при помощи кривых изменения обводненности от степени использования абсолютных запасов нефти n_В=f(V_Н^абс).

В.Ф. Усенко и Б.В. Щитов предложили пользоваться зависимостями

V_Н/Q_Нmax=f(n_В) и ВНФ=f(n_В),

построенными для отдельных скважин месторождения (здесь V_Н и Q_{Н max} - накопленная и максимальная добыча нефти, ВНФ - водонефтяной фактор, n_В - текущая обводненность продукции). Осреднением характеристик вытеснения по достаточно представительной группе скважин получают интегральную кривую, экстраполяция которой и используется для прогнозирования процесса обводнения нефтяного объекта в целом. Чтобы избежать погрешностей при экстраполяции осредненной кривой, метод целесообразно использовать на поздней стадии разработки.

Ко второй группе эмпирических методов относятся так называемые объемные методы прогнозирования процесса обводнения и текущей нефтеотдачи. Заводненный объем пласта определяется на основании исследований положения и продвижения водонефтяного контакта. По найденной величине заводненного объема пласта и известным запасам нефти, приходящимся на этот объем, определяется текущий коэффициент нефтеотдачи заводненной зоны на различные даты исследования. Используя при этом закономерности выработки запасов, можно составить прогноз дальнейшего роста нефтеотдачи и процесса обводнения нефтяной залежи. Объемные методы широко использованы в работах Ю.П. Гаттенберга и М.М. Брыкиной, М.Л. Сургучева, О.К. Обухова и др. Так, Ю.П. Гатенбергер и М.М. Брыкина для оценки текущей и прогнозирования конечной нефтеотдачи предлагают пользоваться двумя графическими зависимостями: зависимостью коэффициента нефтеотдачи заводненной зоны от степени выработки запасов нефти и от объема этой заводненной зоны, выраженного в долях объема всей залежи.

М.Л. Сургучев предложил метод изохрон обводнения. Данные по обводнению залежей и добыче нефти, обработанные методом изохрон обводнения, позволяют определить не только текущие коэффициенты нефтеотдачи и охвата заводнением залежи, но установить изменение этих показателей в процессе эксплуатации, а также дифференцировать их по зонам залежи от фронта обводнения до начала внутреннего контура нефтеносности. Прогноз коэффициента нефтеотдачи и охвата пласта заводнением осуществляется путем экстраполяции графических зависимостей нефтеотдачи и коэффициента охвата от безразмерного времени (накопленная с начала разработки добыча жидкости, выраженная в процентах от начальных балансовых запасов нефти).

Объемные методы отличаются сложными и трудоемкими исследованиями; их точность в большей степени зависит от точности определения заводненных объемов и площадей.

К третьей группе относятся методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других. Под технологическими показателями разработки подразумеваются: добыча нефти, воды и жидкости текущая (Q_Н, Q_В, Q_Ж) или накопленная (V_Н, V_В, V_Ж); начальные (НИЗ) или остаточные (ОИЗ) извлекаемые запасы нефти; начальные геологические запасы нефти (НГЗ). В большинстве случаев рассматриваемые методы отличаются друг от друга лишь взятыми за основу технологическими показателями и видом зависимости между ними; сущность каждого из них состоит в построении по накопленному за прошлые годы эксплуатации фактическому материалу характеристики вытеснения и экстраполяции ее на прогнозный период. Поэтому среди исследований в этом направлении справедливее выделить не «методы», а «способы прогноза», относящиеся к общему методу, основанному на экстраполяции фактической кривой. Однако в отечественной литературе бытует название «методы характеристик вытеснения», как раз относящиеся к рассматриваемой третьей группе.

Метод постоянного процентного падения. Это был первый метод, где предполагалось, что по истечении первоначального периода эксплуатации добыча по скважине в дальнейшем будет падать ежегодно (ежемесячно) на постоянную величину, выражающуюся в определенном процентном отношении к добыче первого года.

Метод кривых процентного падения. Этот метод базируется на кривой процентного падения, которая представляет добычу в последовательные единицы времени; она выражена в процентном отношении к добыче за первоначальную единицу времени, принятую за 100. Будущая добыча определяется продолжением этой кривой.

Практика показала, что использование этих двух методов может привести к крупным ошибкам при вычислении будущей добычи нефти.

Методы, основанные на построении кривой падения добычи (производительности). Кривая падения добычи представляет зависимость дебита скважины от времени разработки. Основной принцип, лежащий в основе этих методов, состоит в том, что падение добычи скважины в среднем достаточно равномерно и поэтому можно продолжать кривую с целью определения будущей добычи скважины. Однако кривая падения добычи может применяться только для скважин, эксплуатация которых будет производиться в будущем теми же способами. Экстраполируя кривую падения добычи, получаем объем добычи каждого следующего года до того периода, когда экстраполяция достигает предела рентабельности. Сумма предполагаемых объемов годовой добычи нефти, включая год предела рентабельности, и составит будущую добычу на весь период. Кривые падения добычи могут строиться не только для скважин, но и для отдельных участков.

Ниже рассмотрим наиболее распространенные в отечественной практике методы прогноза процесса обводнения и нефтеотдачи пластов, основанные на построении характеристик вытеснения нефти водой [4].

2.2 Прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи пластов с помощью характеристик вытеснения нефти водой

По определению М.И. Максимова под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет производить прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи на будущей период.

Метод И.А. Чарного. В 1943 г. И.А. Чарный отмечал, что для оценки промышленных запасов нефтяных месторождений может быть использована связь между текущим дебитом всего месторождения в данный момент (Qж) и суммарный количеством извлеченной жидкости, накопленной с начала разработки (Vж). Указанную зависимость можно представить в следующим виде:

(1)

то есть в координатах она должна выполаживаться в прямую линию с угловым коэффициентом и отрезком, отсекаемым на оси ординат - b. Значение отрезка характеризует начальный извлекаемый запас нефти.

Метод С.Н. Назароа, Н.В. Сипачева. Авторы работы предложили использовать метод определения начальных извлекаемых запасов нефти, основанный на построении зависимости

V_ж/V_н=b+a*V_в, (2)

где а - угловой коэффициент прямой;

b - отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Преобразовывая (1), можно получить:

V_н =, (3)

При V_В, стремящемся к бесконечности, V_Н стремится к 1/?. Таким образом, величина, обратная угловому коэффициенту прямой, характеризует величину начальных извлекаемых запасов нефти.

Основное допущение метода состоит в предположении, что накопленное за весь период разработки воды намного больше величины b-1. Данный метод в подавляющем большинстве дает заниженные значения коэффициентов нефтоотдачи.

Метод Г.Т. Мовмыги, В.М. Найденова. Авторы методики указывают, что при высокой обводненности нефти (больше 85-90%) наблюдается линейная зависимость между суммарным отбором нефти, и содержанием нефти в продукции

n_Н=А+ВV_Н, (4)

где А и В-постоянные коэффициенты, рассчитываемые по опытным данным эксплуатации.

Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле

НИЗ= (5)

где n_К - заданный конечный процент содержания нефти.

Преобразовывая (4), получим

(6)

где n_в - доля воды в потоке жидкости.

Таким образом, в координатах 1/n_В-V_Н получим прямую линию, экстраполяция которой может быть использована для прогноза показателей разработки.

Метод М.Б. Назаретова. Автором метода в качестве уравнения, описывающего различные стороны процесса обводнения, было предложено уравнение равнобочной гиперболы с асимптотами, параллельными осям координат:

(7)

где 3 - балансовый запас пласта.

Величины V_В и V_Н вычисляются в процентах от балансовых запасов нефти, m и n - постоянные коэффициенты, определяемые по фактическим данным эксплуатации. Уравнение (7) имеет следующий физический смысл. Функция в числителе выражает нарастание темпов отбора воды по мере уменьшения запасов нефти. Знаменателем является функция истощения запаса пласта 3. Метод позволяет определять текущую обводненность в зависимости от величины отборов запасов нефти.

В качестве характеристики процесса обводнения автор не использует величину относительной вязкости нефти ?₀, хотя по данным большого числа работ ему уделяется главное внимание.

Метод Шауэра. Метод основывается на фактических показателях пяти реализованных систем заводнения. Был построен график зависимости заполнения газового объема пласта от коэффициентов Лоренца, т.е. для месторождения с высокой неоднородностью начало увеличения добычи нефти в результате закачки происходит при меньшем проценте заполнения объема нагнетаемой воды. По данным истории разработки были также получены кривые, показывающие снижение приемистости [4].

2.3 Методики расчёта технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением заводнения (метод М.М. Саттарова)

При изучении процесса вытеснения нефти водой сначала считали, что характер этого процесса поршневой. Так появилась модель поршневого вытеснения нефти из пласта. Однако стало ясно, что эта модель, если её рассматривать в сочетании с моделью однородного пласта, слишком упрощённо отражает реальную картину разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. В предположении, что пласт однороден, при использовании такой модели приходим к выводу, что разработка месторождения может осуществляться полностью без воды. Этот вывод в корне противоречит фактическим данным, согласно которым на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, существует длительный период водной эксплуатации. Чтобы учесть добычу обводнённой продукции, нефтяная наука пошла двумя путями.

Первый путь заключался в том, что пласт представили сложенным из пропластков различной проницаемости. Уже сочетание модели процесса поршневого вытеснения водой с моделью слоисто-неоднородного пласта, особенно с учётом вероятностно - статистического распределения пропластков по абсолютной проницаемости, позволяло учесть добычу обводнённой продукции.

Второй путь заключался в том, что была создана модель непоршневого вытеснения нефти водой или двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Бакли и Лавереттом, послужила основой многих методик расчётов разработки нефтяных пластов с учётом совместной фильтрации нефти и воды. Учёт непоршневого характера вытеснения нефти водой привёл к необходимости использования относительных проницаемостей, которые, естественно, неодинаковы для различных пластов.

Целый ряд методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого вытеснения в сочетании с моделью слоисто-неоднородного пласта, был предложен многими авторами: методики Гипровостокнефти, СибНИИНП, БашНИПИнефти, УНИ (метод Коробова К.Я.), ВНИИ-1, метод Саттарова, методы Максимова, Сазонова, Токарева и др.

Рассмотрим сущность методики Саттарова и произведём расчёт показателей разработки Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения по методу Саттарова.

Данный метод основан на теории поршневого вытеснения, учитывает объёмную неоднородность пластов [5].

Все пласты неоднородны по проницаемости. Если рассматривать проницаемость как случайную величину, то для расчёта процесса обводнения можно использовать теорию вероятности. Знать проницаемость в каждой точке, мы не имеем возможности, но мы можем найти закон распределения проницаемости по объёму пласта. Саттаров предложил заменить реальный пласт моделью, состоящей из трубок тока различной проницаемости. Изменение проницаемости трубок подчиняется закону распределения Саттарова. Проницаемость каждой трубки тока постоянны по её длине. Трубки отделены друг от друга перегородками бесконечно малой толщины, следовательно перетоков между трубками тока нет. Вытеснение поршневое, скорость вытеснения нефти водой пропорциональна проницаемости трубок тока.

Допустим, в какой-то момент времени t по какой-то трубке тока с проницаемостью К_m в скважину подошла вода. По всем трубкам, у которых КK_m поступает вода, у которых К<К_m поступает нефть.

Количество нефти и воды поступающей в момент времени t в галерею определяются по следующим формулам:

, (1)

, (2)

где К_Н и К_В - средние абсолютные проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть или вода.

Количество жидкости определим как сумму нефти и воды:

q_Ж=q_Н+q_В, (3)

Долю нефти найдём как отношение количества нефти к количеству жидкости:

f_н=q_н/q_ж, (4)

Подставив значения, в конечном итоге получим:

, (5)

где - подвижность воды.

Зная долю нефти, мы можем найти долю воды:

, (6)

Средняя проницаемость трубок тока, по которым поступает вода в данный момент времени изменяется от бесконечности до К_m, по которым поступает нефть средняя проницаемость изменяется от К_m до 0. Проницаемости трубок тока как нефтяной так и обводнённой части изменяются согласно закону Саттарова:

(7)

, (8)

, (9)

Подставив 7 в 8 и 9 и интегрируя полученные выражения по частям, получим:

, (10)

где ,

(11)

Таким образом, мы можем вычислить для любого значения проницаемости количество поступающей нефти и воды, а следовательно долю нефти и воды в добываемой продукции.

В дальнейшем необходимо увязать обводнённость продукции со временем, найти связь между К_m и t. Пользоваться временем в явном виде для расчёта показателей разработки достаточно неудобно, для упрощения расчётов и увязывания времени непосредственно с показателями разработки введём понятие безразмерного времени:

, (12)

где V_{зап.акт.}=- активные запасы; Q_ж(t) - годовая добыча жидкости.

Годовая добыча равна сумме годовых объемов добычи нефти и воды:

;

Найдем безразмерное время, подставив в (12) последнее выражение:

, (13)

Как видно из формул 5 и 13 как f_Н так и ? зависят от параметра K_m, поэтому должна существовать связь и между f_Н и ?. Типичный график зависимости представлен на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - График зависимости доли нефти от безразмерного времени. График позволяет определить долю нефти в продукции для любого значения безразмерного времени.

3. Расчёт процесса обводнения по методике М.М. Сатарова [6]

Порядок расчёта процесса обводнения следующий:

производится схематизация залежи и размещение скважин;

производится статистическая обработка данных исследования кернов;

подсчитываются активные между рядами и геологические запасы в целом по пласту;

определяются приведённые контуры питания и рассчитываются средние дебиты рядов на каждом этапе;

составляется таблица для расчёта средних абсолютных проницаемостей для трубок тока по которым движется только нефть и только вода, а также расчёта доли нефти и безразмерного времени, и строится зависимость доли нефти от безразмерного времени;

рассчитываются значения безразмерного времени для каждого ряда по годам разработки, по этим значениям из графиков f_н=?(?) находят для каждого года разработки долю нефти в продукции ряда;

рассчитывается процесс обводнения рядов скважин, результаты сводятся в таблицу, форма которой приводится ниже в расчётах;

все результаты расчётов по рядам суммируются, эта сумма будет представлять собой результат процесса обводнения в целом по пласту;

строятся основные графики разработки нефтяной залежи в координатах: годы разработки - показатель разработки.

3.1 Схематизация формы залежи

В гидродинамических расчётах залежи неправильной геометрической формы заменяют залежами правильной формы, так как процесс разработки последней не может быть рассчитан вполне точно. Как показали исследования, во многих случаях можно заменить истинную форму залежи правильной геометрической формой, соблюдая при этом известные правила, позволяющие получить результаты расчётов с возможно меньшей погрешностью. Методика гидродинамических расчётов наиболее простая и лучше всего разработана для двух форм залежей: полосообразной и круговой.

В нашем случае мы имеем залежь Кизеловского горизонта некоторой овальной формы размерам 3,8x2,0 км. Данную залежь лучше всего заменить залежью прямоугольной (полосообразной) формы, так как соотношение длин осей (3,8/2,0) >1,5.

При замене необходимо: 1) чтобы общая площадь нефтеносности реальной залежи и схемы были одинаковы; 2) площади нефтеносности между рядами на реальной залежи и на схеме были одинаковы; 3) чтобы соотношение длин осей реальной залежи и схемы были одинаковы; 4) число скважин в рядах должно быть одинаково как на схеме, так и на реальной залежи.

Залежь 1 Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения в начале разрабатывалась блочной системой заводнения, внешние нагнетательные ряды располагались в приконтурной зоне. Исходя из этого, разобьём нашу прямоугольную залежь на блоки. Определим количество нагнетательных и добывающих рядов и скважин учитывая, что площадь реальной залежи 7,6 км², всего скважин по залежи 74. Будем считать, что они либо нагнетательные, либо добывающие [2].

Данные по проведённой схематизации показаны в таблице 3.1. Как видим, площади реальной залежи и схематизированной отличаются не сильно, как и количество скважин. В дальнейшем расчёты будем вести по схематизированной залежи.

Таблица 3.1. Данные по схематизации залежи

3.2 Статистическая обработка данных исследования кернов

Мы уже ознакомились с функцией изменения проницаемости Саттарова и, зная закон распределения проницаемости, проведём статистическую обработку результатов исследования кернов. Данные по исследованиям керна приведены в таблице З.2, в таблице 3.3 показана статистическая обработка и на рисунке 3.2.1 изображен график зависимости теоретической и статистической интегральной функции изменения проницаемости от проницаемости.

Таблица 3.2. Данные по исследованиям керна

Оценим соответствие теоретического закона распределения фактическому распределению проницаемости. Существует несколько методов оценки данного соответствия, воспользуемся более простым - критерием Колмогорова. Для этого найдём значение функции С:

C=

где - абсолютное значение максимального отклонения между фактическим и теоретическим распределением; n - общее число исследований.

Рисунок 3.2.1 - Зависимость теоретической и статической интегральной функций изменения проницаемости от проницаемости.

Затем по таблице С от P(C) определим вероятность соответствия теоретического распределения фактическому статическому P(C)=P (0.89)=0.393. По этому критерию P(C)>0.05, то делаем вывод, что теоретическое распределение согласуется со статическим. Следовательно далее мы можем пользоваться принятым законом распределения.

3.3 Расчёт активных запасов между рядами и геологических запасов по залежи пласта

Активные запасы подсчитываются по формуле:

V_{зап.акт.}=V_п*m*S_но*К_выт

Коэффициент вытеснения принят К_выт=0,6. Данные по расчёту для рядов приведены в таблице 3.5. Там же и данные по расчёту геологических запасов залежи пласта, определяющихся по формуле:

G=B*L*h*m*S_но.

Таблица 3.5

3.4 Расчёт приведённых контуров питания и определение средних
дебитов по рядам для каждого этапа

Определение приведённых контуров питания производится по формуле:

В следующем этапе вместо L₁ необходимо брать L₁+L₂ и L_но будет исчисляться от второго ряда. В первом и втором этапе второе слагаемое равно 0, т. к. для первого этапа L₁=L_НО, и для второго L₁+L₂=L_НО. Данные по расчёту приведённых контуров приведены в таблице 3.6.

Средние дебиты по рядам будем определять для одного блока, учитывая, что залежь в каждом блоке симметричная. Расчёты ведём используя метод ЭГДА. Представим пластовую гидродинамическую систему в виде электрической цепи, где w-внутреннее сопротивление в цепи, ? - внешнее сопротивление в цепи.

Таблица 3.6

Р₁ Q₁ P₂ Q₂ P₃ Q₃

W₁ W₂ W₃

?₁ ?₂ ?₃

P_К _____________________________________________________

Рисунок 3.4.1 - Схема расположения рядов для метода ЭГДА первого этапа

P₁ Q₁ P₂ Q₂

W₁ W₂

?₁ ?₂

P_к _______________________________________

Рисунок 3.4.2 - Схема расположения рядов для метода ЭГДА второго этапа

Q'₂

P₂

W₂

?'₂

P_к ___________________________

Рисунок 3.2 - Схема для второго этапа

Для первого этапа имеем следующую систему уравнений:

P_К-P₁=?₁(Q₁+Q₂+Q₃)+W₁Q₁

P₁-P₂=?₂(Q₂+Q₃)+W₂Q₂-W₁Q₁

P₂-P₃=?₃Q₃+W₃Q₃-W₂Q₂

Для второго этапа имеем следующее уравнение:

P_К-P₂=?'₂(Q'₂+Q'₃)+W₂Q'₂

P₂-P₃=?'₃Q'₃+W₃Q'₃-W₂Q'₂

Для третьего этапа имеем следующее уравнение:

P_K-P₃=?»₃Q»₃+W₃Q»₃,

где Р_K, Р₁, Р₂, P₃ - давление на контуре питания и на забоях добывающих рядов; ?₁, ?₂, ?₃, - внешние сопротивления между рядами на первом этапе; ?'₂ - на втором этапе; W₁, W₂, W₃, - внутренние сопротивления в рядах (принимаются равными).

Решая эти системы, находим средние дебиты по рядам для первого, второго и третьего этапов, данные по расчету которых приведены в таблице 3.6.

3.5 Расчет средних абсолютных проницаемостей по нефти и воде, расчет доли нефти и безразмерного времени, и построение зависимости доли нефти и доли воды от безразмерного времени

Расчёт приведён в таблице 3.4, графики зависимости доли нефти и воды от безразмерного времени изображены на рисунке 3.3.

В таблице 3.4 значения К_н и К_в вычисляются по формулам 10 и 11 (п. 2.3).

Значения долей воды и нефти f_в и f_н рассчитываются по формулам 6 и 5 (п. 2.3), безразмерное время вычисляется по формуле 13 (п. 2.3). Коэффициент охвата определяется по следующей формуле:

3.6 Расчёт значений безразмерного времени для каждого ряда по годам и определение по графику соответствующей доли нефти

Безразмерное время для каждого ряда, для каждого этапа, по годам рассчитывается по формулам:

для первого этапа первого ряда:

для первого этапа второго ряда:

для первого этапа третьего ряда:

для второго этапа второго ряда:

для второго этапа третьего ряда:

для третьего этапа третьего ряда:

где q₁, q₂, q₃ - дебиты соответствующих рядов соответствующих этапов за год; активные запасы соответственно между контуром нефтеносности и первым рядом, между первым и вторым, между вторым и третьим; t₁, t₂, t₃ - продолжительность соответствующего этапа.

Для определённых значений ? по графику на рисунке 2.1. находим соответствующую долю нефти f_н. В таблицах 3.7, 3.8, 3.9 приведены рассчитанные значения безразмерного времени и определённые по графику доли нефти.

3.7 Результаты обводнения рядов скважин

Результаты расчётов обводнения рядов скважин приведены в таблицах 3.7, 3.8, 3.9.

3.8 Показатели разработки по рядам и по всей залежи в целом

Расчётные показатели разработки по рядам приведены в таблицах 3.7, 3.8, 3.9, по пласту в целом - в таблице 3.10. Графики изменения показателей разработки во времени показаны на рисунках 3.3-3.13.

4. Метод повышения нефтеотдачи залежи кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения

В результате расчетов показателей разработки залежи кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения оказалось, что конечный коэффициент нефтеотдачи составил 23% от начальных геологических запасов.

Для его увеличения предлагается такой метод как заводнение растворами полимеров.

Данный выбор метода увеличения нефтеотдачи пласта связан с геолого-физическими свойствами коллектора и пластовых флюидов (таблица 4.1) [7].

Таблица 4.1. Геолого-физические условия эффективного применения метода увеличения нефтеотдачи растворами ПАВ

Сущность метода заключается во внедрении полимерных растворов в продуктивный пласт через нагнетательные скважины обустроенные специальным скваженным оборудованием, в увеличении вязкости вытесняющего агента, увеличении охвата пласта заводнением.

По этой технологии в нефтяной пласт последовательно нагнетают различные оторочки растворов химреагентов, из которых основная - оторочка водного раствора полимера.

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40-50% от объема пор. Размер оторочки, концентрация и тип полимера должны выделяться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой и связанной воды. При высокой минерализации пластовых вод концентрация растворов увеличивается в 2-3 раза.

Давление для нагнетания полимерных растворов требуется значительно более высокое чем при обычном заводнении. Сущ Метод вытеснения нефти полимерными растворами можно использовать только при ограниченном содержании ионов кальция и магния в воде (до 0,025 г. /л). Метод с наибольшим успехом можно использовать на месторождениях с проницаемостью пласта более 0,1 мкм². При пластовой температуре более 90?С вследствие деструкции макромолекул реагентов использовать нецелесообразно. Глубина залегания и толщина пласта при полимерном заводнении не лимитируется.

Полимерное заводнение может оказаться технически не осуществимым в слабопроницаемых пластах.

Система размещения скважин может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти, но вполне логично применять более плотные сетки скважин для полимерного заводнения.

Полимерное заводнение зависит от условий рвботы месторождения. Мировой опыт позволил выделить ряд недостатков:

1. Резкое снижение приемистости нагнетательных скважин, что объясняется увеличением вязкости полимерного раствора. Это удается тогда, когда полимер равномерно растворяется в воде.

2. Полимеры эффективны до температуры 90?С, при большей температуре происходит диструкция.

3. При малой вязкости нефти эффект меньше так же как и при высокой.

5. Практические рекомендации по прогнозированию процесса обводнения и нефтеотдачи нефтяных месторождений

Рекомендации по использованию того или иного метода прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений нельзя рассматривать в отрыве от периода разработки, когда применение этого метода наиболее целесообразно, т.е. достигается наибольшая точность прогноза.

Анализируя эмпирические методы выделенных групп, можно сделать следующие выводы:

1. На ранней стадии разработки, когда имеющаяся информация об эксплуатируемом объекте не позволяет использовать эмпирические методы 2 и 3 групп, при прогнозировании процесса обводнения и нефтеотдачи следует применять эмпирические методы 1 группы.

2. По мере накопления фактического материала об эксплуатируемом объекте большее предпочтение следует отдавать эмпирическим методам 2 группы.

3. В период прогрессирующего обводнения продукции залежи при достаточном объеме информации о пласте целесообразно использовать эмпирические методы 3 группы.

Указать конкретные границы применения каждой из групп методов весьма затруднительно, так как для отдельных методов одной группы они изменяются в широких пределах.

На сегодняшний день невозможно выделить гидродинамические или эмпирические методы прогнозирования, позволяющие с достаточной точностью и в течение всего периода эксплуатации залежи рассчитывать показатели ее разработки.

Существующие эмпирические и гидродинамические методы прогноза имеют свои преимущества и недостатки. Преимущества эмпирических методов по отношению к гидродинамическим состоят в следующем:

эмпирические методы основаны на обработке фактического материала эксплуатации залежей, что в какой-то степени повышает надежность этих методов;

они позволяют интегрально учитывать геологические особенности строения пласта и некоторые технологические особенности разработки. Это преимущество наиболее характерно для эмпирических методов 2 и особенно 3 группы;

простота их применения.

Наряду с преимуществами эмпирических методов прогнозирования имеют ряд допущений и недостатков:

первое отмеченное преимущество эмпирических методов заключает в себе и их недостаток, так как точность расчетов по ним в большой степени зависит от количества имеющихся фактических данных;

возможность прогнозирования появляется спустя определенный период времени с начала эксплуатации месторождения. Этот недостаток наиболее характерен для эмпирических методов 2 и особенно 3 группы;

методы 1 группы принципиально можно использовать для прогнозов лишь в случаях, когда строение и условия разработки новых залежей мало отличается от строения и условий разработки старых залежей, по которым выявлены те или иные закономерности процесса обводнения;

во всех рассматриваемых эмпирических методах предполагается, что в течении прогнозируемого периода система разработки месторождений изменяется несущественно. Имеется в виду, что такие факторы как дополнительные линии разрезания, организация очагового и циклического заводнения, резкое изменение числа скважин, темпов отборов или закачки жидкости и другие могут в какой-то степени повлиять на результаты расчетов.

Использование последних без учета гидродинамики пласта может привести к значительным погрешностям.

Так, М.М. Саттаровым, И.Б. Генкиным, В.П. Халявиным предлагается комбинированный метод прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений, основанный на гидродинамических методах расчета с последующей корректировкой полученных результатов с использованием фактических данных эксплуатации.

Методика расчета добычи нефти заключается в следующем.

1. В основу расчета берутся технологические схемы и проекты разработки нефтяных месторождений, откорректированные на основании фактических данных о состоянии их разработки.

2. По данным технологических схем и проектов разработки по каждому месторождению строятся кривые зависимости: текущего отбора нефти и жидкости от накопленной добычи нефти; обводненности продукции, количества отключенных скважин и среднего дебита скважины по жидкости от коэффициента нефтеотдачи.

3. На эти графики наносятся аналогичные кривые зависимости по фактическим данным разработки месторождения.

4. Фактические кривые экстраполируются с учетом характера зависимости рассматриваемого показателя по проекту или технологической схеме разработки.

Примерно подобный подход предлагается в работе М.И. Максимова.

Таким образом, прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи нефтяных месторождений целесообразно осуществлять с использованием на ранней стадии гидродинамических методов расчета и последующей корректировкой полученных результатов с помощью эмпирических методов. Причем, на ранней стадии эксплуатации месторождений данные гидродинамических расчетов следует корректировать с помощью эмпирических методов 1 группы. В более поздних стадиях разработки, по мере накопления фактических данных об эксплуатируемом объекте, большее предпочтение следует уделять эмпирическим методам 2 и 3 группы [4].

Выводы

В данной работе я осуществил расчёт показателей разработки залежи Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения используя методику, предложенную Саттаровым.

Срок разработки составил 23 года, за это время обводнённость продукции достигла 95%. Конечный коэффициент нефтеотдачи 0,23, получился сравнительно не большой. Для его увеличения предлагается такой метод увеличения как полимерное заводнение. Добыча жидкости составила 544234 м³, нефти -151363 м³, воды -392871 м³. Данная методика расчёта позволила рассчитать основные показатели разработки, которые вполне сопоставимы с фактическими показателями. Это объясняется тем, что используемая мной методика Саттарова (БашНИПИнефть) предназначена для карбонатных пластов с кавернозно - трещиноватой пористостью. Пласт Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения сложен такими породами.

Используемая мной методика, по моему мнению, является наиболее оптимальной для проектирования показателей разработки Кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения.

Список используемой литературы

1. Токарев М.А. Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адапционных геолого-промысловых моделей. - Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1991. - 92 с.

2. Промысловый материал ЦДНГ-1.

3. Тухтеев Р.М. Разработка технологии гипано-кислотных обработок скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов: Автореф. дис. канд. техн. наук.-Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 2000. - 136 с.

4. Казаков А.А, Орлов В.С. Методическое руководство по определению активных извлекаемых запасов нефти месторождений (объектов), находящихся в поздней стадии разработки. - Уфа: БашНИПИнефть, 1987. - 48 с.

5. Коробов К.Я. Теория и проектирование разработки нефтяных месторождений /Учебное пособие. / Уфим. нефт. Ин-т.-Уфа, 1979. - 105 с.

6. Кабиров М.М. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. Типовые расчеты. - Уфа: Уфим. Нефт.ин-т, 1985. - 81 с.

7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки./Ш.К. Гиматутдинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др.-М.: Недра, 1983. - 463 с.