Міністерство освіти і науки Київський національний університет імені Тараса Шевченка

Геологічний факультет

Кафедра геології нафти та газу

Креативна розрахункова робота 3-кр-2013

з дисципліни «Нафтогазопромислова геологія»:

«Визначення тривалості розробки нафтового покладу, часу прориву води до експлуатаційних свердловин та заводненої площі

»

Виконав:

студент ІV курсу

групи «Геоінформатика»

Халімендік В.В.

Київ, 2013, осінній семестр

Практична розрахункова робота № 3-кр-2013

«Визначення тривалості розробки нафтового покладу, часу прориву води до експлуатаційних свердловин та заводненої площі»

Визначення тривалості розробки нафтового покладу

Схематизація форми покладу. При попередніх підрахунках, коли необхідно отримати основні показники при тій чи іншій системі розробки шляхом порівняно не важких розрахунків, допустимі усереднення геолого-фізичних даних і спрощення геометрії пласта.

О вальний поклад, що має співвідношення осей 1 : 3 < а : б < 1 : 2, повинна бути в розрахунках замінена рівновеликим по площі колом (рис. 1), який має такий же периметр контуру нафтоносності, як і на карті.

Рис. 1. Схематизація заміни овального покладу рівновеликим колом

Визначення тривалості роботи свердловини необхідно стежити за переміщенням контуру нафтоносності. Початок обводнення відбудеться при підході до свердловин внутрішнього контуру нафтоносності, а повне обводнення свердловин відбудеться при підході зовнішнього контуру нафтоносності. В умовах безперервного пласта недоцільно експлуатувати свердловини зовнішніх рядів до повного їх обводнення, так як вони екранують передачу пластової енергії внутрішнім ринком, що знаходяться в даний час в чисто нафтової зоні пласта, і обводненість продукції свердловини буде досить великий. При відключенні обводнених свердловин дебіти свердловин внутрішніх рядів збільшаться і вміст води в видобутої продукції зменшиться, а нафту, що залишилася перед зупиненим поруч, можна буде відібрати свердловинами наступних рядів. Тільки осьової ряд або центральна група свердловин в умовах безперервного пласта буде працювати до максимального обводнення величину якого встановлюють, виходячи з економічних міркувань. На рис.2 наведений розрахунковий контур нафтоносності, що знаходиться між внутрішнім a' b' c' і зовнішнім а b с контурами. Розташування розрахункового контуру нафтоносності встановлюється шляхом

Рис.2 наведений розрахунковий контур нафтоносності.

геометричного побудови після визначення співвідношення потужностей нафтоносної k_н і водоносної k_в частин пласта а момент зупинки свердловин зовнішнього ряду із заданим відсотком обводнення.

Схематизація контуру живлення. За контур живлення в умовах водонапірного режиму приймається лінія, відповідна виходів пласта, звідки він поповнюється поверхневими водами , або лінія, на якій розташовані нагнітальні свердловини. На природному або штучному контурі живлення наведене тиск у процесі розробки залишається постійним.

Схема розміщення свердловин. При проектуванні системи розробки родовища слід розраховувати кілька варіантів розміщення рядів і свердловин, відстань між якими слід вибирати, виходячи з геологічних і технологічних міркувань. У неоднорідному пласті при ущільненні сітки коефіцієнт нафтовіддачі збільшиться, і економічний аналіз повинен вказати доцільну граничну щільність розміщення свердловин.

Раціональною системою розміщення розвідувальних свердловин вважається така, що орієнтована на рівномірне вивчення об`єкта в просторі незалежно від розмірів, будови резервуару (і пастки) та фазового стану ВВ.

Свердловини буряться за принципом «від відомого до невідомого». Віддалі між розвідувальними свердловинами підбирають так, щоб врахувати майбутне згущення сітки експлуатаційними свердловинами.

Основний фонд свердловин розбурюється по строго геометричній сітці (коло, квадрат, трикутник, прямокутник та ін.), форма фігур вибирається з урахуванням проектного режиму роботи пласта і методів дії на пласт на етапі завершення розробки. За результатами першого етапу на другому етапі бурять свердловини резервного фонду в місцях, де геолого-промислова неоднорідність пласта не висвітлюється правильною сіткою основного фонду.

Максимально припустимий дебіт –максимально можливий початковий дебіт свердловини, що визначається після проведення всіх робіт з інтенсифікації припливу газу чи нафти в залежності від наступних умов: стійкості колекторів, підтягування конусів і язиків обводнення до вибою свердловини, від можливостей конструкції і технічного стану свердловин, системи газо-навтозбору і ін.

1. Визначення тривалості розробки нафтового покладу

1. Спочатку визначаємо найбільші запаси нафти, що можуть бути видобуті на етапах розробки покладу за формулою (1). Формула враховує, що колоподібний контур покладу у зв`язку з видобутком нафти стає все меншим і експлуатаційні свердловини ряду починають використовуватись як нагнітальні:

V_i=π((R_i-1)² - (R_i)²)hm (1)

Тут: V_i – запас нафти на і-му етапі розробки; R_i– радіус експлуатаційних рядів (на першому етапі від радіусу початкового контуру нафтоносності R₀ віднімається R_i, а на останньому етапі від R_i віднімається r_с– радіус досконалої свердловини); h – потужність пласта; m  пористість пласта.

Отже, на етапах розробки ми відтиснюємо нафту водою з нагнітальних свердловин до експлуатаційних. Нафта з більш потужних пластів з доброю пористістю швидше і в більших об`ємах поступає в експлуатаційні свердловини, ніж з малопотужних прошарків з низькою пористістю та проникністю. Тому кількість нафти V_i згідно з формулою прямопропорційна відтискаючій силі (різниці радіусів свердловин), товщині пластів та пористості пластів.

2. Далі обчислюємо кількість свердловин в кожному експлуатаційному ряду для кола, в якому розміщені свердловини:

n_і = 2 π R_i/ 2σ (2)

Де: n_і- кількість свердловин в і-му експлуатаційному ряді; R_i– радіус експлуатаційних рядів; 2σ - відстань між свердловинами в рядах.

3. Визначаємо сумарний дебіт ряду. Він складається з дебітів кожної з n свердловин та і не може перевищувати максимально припустимий дебіт:

Q_і= qn_і (3)

Тут : Q_і- сумарний дебіт ряду; q - гранично припустимий дебіт.

4. Знаходимо сумарній дебіт Q_рі всіх свердловин по етапах розробки:

Для 1-го етапу:

Q_рі = q (Σn_і+ 1) (4)

Де: Q_рі- сумарній дебіт всіх свердловин; Σn_і– сумарна кількість свердловин на кожному етапі.

5. Обчислюємо загальній запас нафти, який може бути одержаний з нашого покладу:

V_заг= ΣV_i (5)

Тут: V_заг- загальній запас нафти.

6. Тривалість любого (і-го) етапу розробки можна визначити, якщо запас нафти, що може бути видобутий на певному етапі розробки, поділити на максимально припустимий дебіт свердловин Q_рі, які працюють на цьому етапі:

t_і = V_i/ Q_рі (6)

Де: t_і– тривалість етапу.

7. Тоді, сумуючи дані для всіх етапів, можна оцінити, якою буде загальна тривалість розробки t_заг:

T_заг = Σt_і (7)

ПРИКЛАД 1 (вихідні дані з роботи [ 3], стор.16-17).

Визначити тривалість розробки кругового покладу нафти при наступних даних: радіус початкового контуру нафтоносності R₀ = 3000 м; радіуси експлуатаційних рядів: R₁ = 2400 м, R₂ = 2000 м, R₃ = 1600 м. У центрі пласта розміщена одна свердловина з радіусом r_с = 0,01 м. Відстань між свердловинами в рядах 2σ - 300 м, потужність пласта H = 10 м, пористість пласта m = 12%. Кожна свердловина працює з гранично припустимим дебітом q = 50 м³/добу. Ряди працюють одночасно.

Запаси нафти, що видобуваються на кожному етапі розробки покладу визначаємо за формулою (1):

V₁ = π((R₀)² - (R₁)²)hm = 3,14(4,35² –3,5²) * 10⁶ * 20 * 0,14 = 58,46*10⁶ м³ ;

V₂ = π((R₁)² - (R₂)²)hm = 3,14(3,5² – 2,3²) * 10⁶ * 20 * 0,14 = 61,2*10⁶ м³ ;

V₃ = π((R₂)² - (R₃)²)hm = 3,14(2,3² –1,55²) * 10⁶ * 20 * 0,14 = 25,4*10⁶ м³ ;

V₄ = π((R₃)² - (r_с)²)hm = 3,14(1,55² –0,5²) * 10⁶ * 20 * 0,14 = 21,1*10⁶ м³ ;

Кількість свердловин в кожному експлуатаційному ряду згідно формули (2) буде :

n₁ = 2 π R₁ / 2σ = 2 * 3,14 * 3500/100 = 219;

n₂ = 2 π R₂ / 2σ = 2 * 3,14 * 2300/100 = 144;

n₃ = 2 π R₃ / 2σ = 2 * 3,14 * 1550/100 = 97;

Сумарний дебіт ряду по формулі (3):

Q₁= q n₁ = 50*219 = 10950 м³/добу;

Q₂ = q n₂ = 50*144 = 7200 м³/добу;

Q₃ = q n₃ = 50*97 = 4850 м³/добу;

Сумарній дебіт всіх свердловин по етапам розробки за формулою (4):

1-й етап:

Q_р1 = q (n₁ + n₂ + n₃ + 1) = 50 (219+144+97+1) = 23050 м³/добу;

2-й етап:

Q_р2 = q (n₂ + n₃ + 1) = 50 (144+97+1) = 12100 м³/добу;

3-й етап:

Q_р3 = q n₃ + 1) = 50 (97+1) = 4900 м³/добу;

Загальній запас нафти згідно формули (5):

V_заг = V₁ + V₂ + V₃ + V₄ = (58,46+61,2+25,4+21,1) * 10⁶ = 166,2* 10⁶ м³ ;

Тривалість трьох етапів розробки, відповідно до формули (6):

t₁ = V₁/ Q_р1 = 58,46*10⁶ / 23,05*10³ = 2536,22 діб;

t₂ = V₂/ Q_р2 = 61,2*10⁶ / 12,1*10³ = 5057,85 діб;

t₃ = V₃/ Q_р3 = 25,4*10⁶ / 4,9*10³ = 5183,67 діб;

Загальна тривалість розробки відповідно до формули (7):

T_заг= t₁+ t₂+ t₃= (2536,22 + 5057,85 + 5183,67) / 365 = 35,007 років;

2. Визначення часу прориву води до експлууатаційних свердловин

та обводненої площі покладу

Згідно з гідромеханікою пласта, час прориву води в експлуатаційну свердловину t₀ залежить прямо пропорційно від відстані між нагнітальною та експлуатаційною свердловиною 2, пористості m та товщини пласта h. Це викликано втратами напору та зменшенням швидкості флюїду із зростанням такої відстані, а також в потужних та високопористих пластах. В той же час, якщо використовувати розхідні характеристики, то підтягування води до експлуатаційної свердловини та її прорив в свердловину відбудється тим пізніше, чим менше буде дебіт експлуатаційної свердловини q_e та різниця дебітів нагнітальної та експлуатаційної свердловин (q_n - q_e). Формула (8) для визначення часу прориву має вигляд:

₀ (8)

Де – m₁ – пористість пласта з урахуванням використання порового простору. Мається на увазі, що нафтовий і водний флюїд пропускає лише частина порожнинного простору. Решта представлена зв`язаною водою, тупіковими порами тощо. Характеристика працюючої частини порожнин виражається через коефіцієнт використання пор . У такому випадку

m₁ = m   (9).

Обводнену площу можна вирахувати з таких міркувань: Об`єм видобутої нафти заміщується еквівалентним об`ємом води. За час до прорива води в свердловину t₀ дебіт нафти складали q_n. Тоді добуток q_n t₀ є накопиченою кількістю нафти за період експлуатації. Але ця нафта знаходилась в об`ємному тілі (колекторі), товщина якого h, а поровий простір був заповнений на величину m<sub>1</sub>. Добуток цих двох величин є питомим перерізом колектора, частина об`єму якого була до заводнення заповнена нафтою. Таким чином, формула для оцінки обводненої площі через час розробки t₀ має вигляд:

S = q_nt₀/hm₁ (10)

ПРИКЛАД 2 (вихідні дані з роботи [ 3], стор. 17).

Для підтримання тиску в нафтовий пласт закачується вода через нагнітальну свердловину з дебітом q_н = l000 м³/добу. Дебіт найближчої експлуатаційної свердловини q_е=100 м³/добу; потужність пласта h = 8 м, коефіцієнт пористості колектора m = 0.2 Відстань між експлуатаційної і нагнітальній свердловинами 2σ = 500м. Коефіцієнт використання порового простору прийняти  0,5. Потрібно визначити час обводнення експлуатаційної свердловини і обводнену площу.

Визначення часу прориву

₀ = 24 діб

Характеристика працюючої частини порожнин

m₁ = m   = 0,13*0,5 = 0,065

Оцінка обводненої площі

S = q_nt₀/hm₁ = 1400*24/15*0,065 = 34461,5 м²

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ: Сформулюйте по обох прикладах

1. Дати визначення часу прориву води, заводненої площі?

2. Як на час розробки пласта впливає потужність пласта та пористість породи?

3. Чому використовують поетапній тип розробки покладу?

ЗАВДАННЯ 1,2: за даними таблиці 1.1 та 1.2 в додатку визначити а) тривалість розробки нафтового покладу; б) час прориву води в експлуатаційну свердловину; в) площу обводнення.

ЗВІТНІСТЬ. Результати розрахунків занести в необхідні графи таблиці 1.1 (додаток 1) та таблиці 1.2 (додаток 2). Оформити роботу, додавші уточнення з самостійно опрацьованої літератури. Зробити конкретні висновки з аналізу розглянутих результатів обчислень.

Привести відповіді на контрольні запитання.