Прогнозирование показателей разработки Хасырейского месторождения

1. Комплексная выпускная квалификационная работа по теме:

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(ФГБОУ ВО «УГТУ»)
филиал Ухтинского государственного технического университета в г. Усинске
(УФ УГТУ)
Комплексная выпускная квалификационная работа
по теме:
Прогнозирование показателей разработки Хасырейского месторождения
Бывшев Сергей Николаевич
Выполнили студенты группы НГД(б) - 14о
Ледовской Илья Алексеевич
Руководитель, доцент кафедры РЭНГМ и ПГ,
кандидат технических наук
Дуркин Сергей Михайлович
Усинск
2018

2.

Проблемы, цель и задачи.
Проблема:
Подбор режима работы скважин, наиболее эффективного для выделенных
участков в данном исследовании.
Цель:
Построение действующих моделей верхнего и нижнего участков Хасырейского
месторождения, для определения показателей разработки.
Задачи:
1. изучение программ для построения моделей
участков месторождения;
2. Проектирование по пять режимов разработки
верхнего и нижнего участка Хасырейского
месторождения;
3. Сравнение полученных в результате работы данных
с данными, предоставленными с предприятия;
4. Предложение наиболее эффективного режима для
каждого из выбранных участков месторождения.
2

3. Объект исследования

Участки Хасырейского месторождения:
Верхний
Нижний
3

4. Общие сведения о месторождении

Параметры
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
Проницаемость по керну, 10-3 мкм2
Проницаемость по ГДИС, 10-3 мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчлененность
Начальная пластовая температура, ºС
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газовый фактор, м3/т
Содержание сероводорода, %
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
нефти
воды
породы
Объекты разработки
D1
S2gr
-2404
-2591
Нефтяная массивная
тектонически экранированная
Карбонатный, трещиноватокавернозно-поровый
55731
25389
392,8
95,6
37,9
11,9
0,07
0,08
0,79
0,84
8,9
18,6
819
0,12
0,11
40,7
5,5
42
25
2,34
0,775
0,869
-2433
1,243
0,8
8,8
20,1
117
Отсутствует
0,97
1,121
12,7
12,7
2,9
2,9
3,0
3,0
Наименование
Пластовое давление, МПа
Значение
24,9
Пластовая температура, 0С
42
Давление насыщения газом, МПа
20,1
Коэффициент сжимаемости, 10-4·1/МПа
12,7
Газосодержание при однократном
разгазировании, м3/ т
130
Объемный коэффициент при однократном
разгазировании, м3/м3
1,284
Газосодержание при дифференциальном
разгазировании, м3/ т
117
Объемный коэффицент при дифференциальном
разгазировании, м3/м3
1,243
Плотность разгазированной нефти (ОР), кг/м3
878
Плотность разгазированной нефти (ДР), кг/м3
869
Плотность пластовой нефти, кг/м3
775
Вязкость пластовой нефти, мПа·с
2,34
4

5. Построение модели

Выбор программного комплекса
RMS 10.1.1
Tempest 8.0
5

6. Модель пласта Хасырейского месторождения

Параметры
Средняя глубина
залегания кровли (абсолютная
отметка), м
Коэффициент
пористости, доли ед.
Начальная пластовая
температура, ºС
Начальное пластовое
давление, МПа
Абсолютная отметка
ВНК, м
Давление насыщения
нефти газом, МПа
Плотность воды в
поверхностных
условиях, т/м3
Количество ячеек:
По X:
По Y:
По Z:
Плотность нефти, кг/м3
Плотность газа, кг/м3
Плотность воды, кг/м3
Объект разработки
D1
- 2404
0,07
42
25
- 2433
20,1
1,121
10
10
5
775
900
1000
6

7. Описание участков

Верхний участок
Нижний участок
Скважина Категория скважин
Дата
окончания
бурения
Глубина
забоя, м
Состояние
5016
Эксплуатационная
15.01.2003
2742
раб.
5017
Эксплуатационная
05.09.2002
2422
раб.
5018
Эксплуатационная
27.05.2003
3074
раб.
5019
Эксплуатационная
14.05.2004
2600
раб.
5038
Эксплуатационная
21.10.2006
2520
раб.
5040
Эксплуатационная
12.08.2005
2570
раб.
5041
Эксплуатационная
03.09.2006
2720
раб.
5042
Эксплуатационная
24.06.2006
2905
раб.
5105/1
Эксплуатационная
09.10.2003
2802
раб.
5106/1
Эксплуатационная
28.04.2004
2808
раб.
5107
Эксплуатационная
07.12.2003
2746
раб.
5108
Эксплуатационная
31.08.2004
3040
раб.
5115
Эксплуатационная
12.02.2006
2947
раб.
5116
Эксплуатационная
23.04.2006
2568
раб.
5035
Эксплуатационная
01.10.2007
2629
раб.
5037
Эксплуатационная
01.02.2007
2820
раб.
5046
Эксплуатационная
01.12.2007
2865
раб.
5039/1
Эксплуатационная
01.12.2005
2169
раб.
7

8.

Верхний участок
Первая модель построена на основе
данных, взятых из таблицы 3.3.
Получился данный результат:
Далее рассмотрена вторая
модель месторождения, где
уменьшен дебит скважин:
В третьей модели повышен дебит
скважин по сравнению со вторым
вариантом, но он ниже, чем в
первом варианте:
В четвертой модели по сравнению
с третьей незначительно увеличен
дебит всех скважин.
В пятой модели незначительно
понижен дебит добывающих
скважин и увеличена закачка
воды.
Нижний участок
На
первой
модели
показатели из таблицы 3.3
взяты
На второй модели увеличен дебит
скважин в два раза по сравнению с
первой моделью. Закачка воды
оставлена на том же уровне.
На третьей модели незначительно
повышен дебит по сравнению со вторым
вариантом. Закачка воды оставлена на
том же уровне.
На четвертой модели незначительно
увеличен дебит скважин и увеличена
закачка воды по сравнению с третьей
моделью.
Пятая модель по сравнению с
четвертой обладает незначительным
понижением дебита и повышением
уровня закачки воды.
8

9. Результаты исследования и анализа нижнего участка

Текущая и накопленная добычи нефти
900,00
3000,00
Накопленная добыча нефти, тыс. т
Текущая добыча нефти, тыс. т
800,00
700,00
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
2500,00
2000,00
1500,00
1000,00
500,00
100,00
0,00
0,00
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
9

10.

Текущая и накопленная добычи жидкости
30000,00
3500,00
25000,00
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
Текущая добыча жидкости, тыс. т
3000,00
2500,00
2000,00
1500,00
1000,00
20000,00
15000,00
10000,00
5000,00
500,00
0,00
0,00
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
10

11.

Обводненность, КИН и фонд скважин
Коэффициент извлечения нефти, доли. ед
100
90
Обводненность, %
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
5й вариант
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
Фонд скважин
8
6
4
2
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Всего скважин
2022
2023
Добывающих
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
Нагнетательных
11
2035

12. Результаты исследования и анализа верхнего участка

1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
1200,00
1000,00
800,00
600,00
400,00
Накопленная добыча нефти, тыс. т
1600,00
0,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
Текущая добыча нефти, тыс. т
Результаты исследования и анализа верхнего участка
Текущая и накопленная добычи нефти
6000,00
1400,00
5000,00
4000,00
3000,00
2000,00
200,00
1000,00
0,00
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
12

13.

25000,00
2000,00
20000,00
1500,00
1000,00
500,00
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
2500,00
0,00
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
Текущая добыча жидкости, тыс. т
Текущая и накопленная добычи жидкости
15000,00
10000,00
5000,00
0,00
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
13

14.

Обводненность, КИН и фонд скважин
70
60
50
40
30
20
10
1й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
0
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
Обводненность, %
80
Коэффициент извлечения нефти, доли.
ед
90
1й вариант
5й вариант
2й вариант
3й вариант
4й вариант
5й вариант
Фонд скважин
12
10
8
6
4
2
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018 2019 2020
Всего скважин
2021
2022 2023
Добывающих
2024
2025 2026 2027
Нагнетательных
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
14
2036
2037

15. Сравнение данных, взятых с технологической схемы с данными, полученными в ходе прогнозирования показателей Хасырейского

Вариант 1
Вариант 2
Дебит нефти, т/сут
01-Jan-2008
01-Jan-2009
09-Dec-2009
17-Nov-2010
16-Oct-2011
13-Sep-2012
13-Aug-2013
12-Jul-2014
10-Jun-2015
08-May-2016
07-Apr-2017
06-Mar-2018
02-Feb-2019
01-Jan-2020
09-Dec-2020
17-Nov-2021
16-Oct-2022
14-Sep-2023
12-Aug-2024
12-Jul-2025
10-Jun-2026
09-May-2027
06-Apr-2028
06-Mar-2029
02-Feb-2030
01-Jan-2031
09-Dec-2031
16-Nov-2032
16-Oct-2033
14-Sep-2034
13-Aug-2035
11-Jul-2036
10-Jun-2037
Дебит нефти, т\сут
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Вариант 3
120
Вариант 4
100
0
2008
2028
1
2
3
0
2048
4
5
6
7
19-Jan-2011
12-Aug-2011
23-Mar-2012
15-Oct-2012
27-May-2013
18-Dec-2013
20-Jul-2014
20-Feb-2015
13-Sep-2015
24-Apr-2016
16-Nov-2016
28-Jun-2017
19-Jan-2018
12-Aug-2018
24-Mar-2019
15-Oct-2019
26-May-2020
18-Dec-2020
20-Jul-2021
20-Feb-2022
13-Sep-2022
25-Apr-2023
16-Nov-2023
27-Jun-2024
19-Jan-2025
12-Aug-2025
24-Mar-2026
15-Oct-2026
27-May-2027
18-Dec-2027
20-Jul-2028
20-Feb-2029
13-Sep-2029
25-Apr-2030
16-Nov-2030
28-Jun-2031
19-Jan-2032
12-Aug-2032
24-Mar-2033
15-Oct-2033
27-May-2034
18-Dec-2034
Дебит нефти, т\сут
Сравнение данных, взятых с технологической схемы с данными,
полученными в ходе прогнозирования показателей Хасырейского
месторождения
Верхний участок
Нижний участок
120
100
80
60
40
20
Вариант 5
1 Вариант
Годы
2068
8
9
2 Вариант
3 Вариант
4 Вариант
5 Вариант
Проектные данные, взятые с ТСР
Хасырей
80
60
40
20
2088
15

16. Выводы и рекомендации

Как результат работы получены действующие модели северного и южного
участка Хасырейского месторождения, которые наглядно демонстрирует режимы
работы скважин. Минусы есть, так как модель схематичная и имеет свои
недостатки из-за нехватки или неточности данных. Имея более точные и
современные данные можно с гораздо большей надежностью построить данную
модель и спрогнозировать поведение жидкости за период необходимого нам
времени.
На данном этапе для верхнего участка наиболее предпочтительным является
четвертый вариант, а для нижнего участка первый вариант. По ним скважины
будут давать более стабильный дебит.
Коэффициент извлечения нефти четвертого режима верхнего участка выше
остальных, а у нижнего участка первый режим соответственно – это подтверждает
то, что четвертый вариант наиболее оптимальный для верхнего участка, а первый
вариант для нижнего участка соответственно.
16

17. Спасибо за внимание!

17