Решение

 

1. 1)       Определим объем пласта, охваченный разработкой

 

 

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:

 

; ; (1)

 

где N₀₁, N₀₂ - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношениий получим:

 

2. 2)       Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени

разработки пласта исходя из условия задачи может быть определена следующим образом:

;

 

Полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи:

; при года

 

.

при лет

 

3. 3)       Изменение во времени ср. пластового давления в пласте исходя из материального баланса веществ в пласте в целом описывается квадратным уравнением:

;

где

; ; ,

 

где: N ₁ - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти. N ₂- полная масса дегазированной нефти в пласте.

 

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

 

(2)

 

Для того, чтобы определить какой из корней справедлив обозначим функцию

и продифференцируем ее:

 

Если , то справедлив меньший корень.

Если , то справедлив больший корень.

 

4. 4)       Для определения справедливого корня в соотношении (2) величину:

следует вычислять при P_СР = P_НАС , то есть в момент начала разработки пласта.

 

5. 5)       Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

,

 

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой будет определяться как отношение:

.

 

6. 6)       Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

 

1.6 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме

 

Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, имеющая в плане форму круга, окружена бесконечно простирающейся водоносной областью и разрабатывается при водонапорном режиме. Определить общие запасы нефти, текущую нефтеотдачу к концу второго этапа разработки, конечную нефтеотдачу и продолжительность разработки залежи при следующих данных:

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2		3
Радиус начального контура нефтеносности Rн [м]	3000	3500		3000
Радиусы эксплуатационных рядов скважин R1 [м] R 2 [м] R 3 [м]	2400 2000 1600	2800 2200 1800		2400 2000 1600
Радиус скважины в рядах и в центре залежи rс [м]	0.1	0.1		0.1
Расстояние между скважинами в рядах 2s [м]	300	400		350
Мощность пласта h [м]	10	12	11
Пористость пласта m	0.12	0.12	0.12
Насыщенность пласта связанной водой SСВ	0.03	0.03	0.03
Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q [м3/сут]	50	80	60

Кроме того, известно, на четвертом этапе залежь не разрабатывается.

V_о – ?, t_р - ?, h₂ - ?, h_к - ?.

 

РЕШЕНИЕ

 

1) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки:

V₁= p×(R_н²- R₁²)×hm×(1-S_СВ);

V₂= p×(R₁²- R₂²)×hm×(1-S_СВ);

V₃= p×(R₂²- R₃²)×hm×(1-S_СВ);

V₄= p×(R₃²- r_c²)×hm×(1-S_СВ);

 

Общие запасы нефти в залежи:

 

V_о= V₁+ V₂+ V₃+ V_4.

Текущая нефтеотдача к концу второго этапа разработки определяется отношением:

 

2) Суммарный дебит каждого ряда:

 

Q_i = qn_i = q2pR_i/(2s_i); i = 1,..3.

 

3) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки

 

Q_p1= Q₁+ Q₂+ Q₃+ q

Q_p2= Q₂+ Q₃+ q

Q_p3= Q₃+ q

 

4) Продолжительность этапов разработки

 

t_i = V_i /Q_pi ; i = 1,..3.

 

Общая продолжительность разработки залежи

 

[лет] .

 

5) Конечная нефтеотдача определяется как отношение количества добытой нефти к концу разработки залежи к первоначальным ее запасам