Задание №2

При разведке и разработке группы нефтяных месторождений района за период времени Δτ переведено из категории C₂ в C₁ некоторое количество геологических запасов нефти со средней скоростью перевода запасов u_C2 с коэффициентом подтверждаемости запасов C₂, значение которого a_C2. За этот же период добыто (u_A+BΔτ) нефти при коэффициенте конечной нефтеотдачи η_к. За период времени Δτ общее количество запасов категории C₁ возросло на Δm_C1, а категорий A+B увеличилось на Δm_A+B. Каково значение среднего за период времени Δτ коэффициента a_C1 подтверждаемости запасов категории C₁, переводимых в категории A+B?

При найденном значении коэффициента a_C1 подтверждаемости запасов категории C₁, используя коэффициент a_C2 и величину увеличения запасов категорий A+B за период времени Δτ, определить, какое количество запасов категории C₂ необходимо подготавливать ежегодно (при условии, что количества запасов категорий C₂, C₁ и A+B остаются неизменными)?

Данные:

Δτ = 5 лет; u_C2 = 60 млн. т/год; a_C2 = 0,7; (u_A+BΔτ) = 15 млн. т; η_к = 0,4; Δm_C1 = 85 млн. т; Δm_A+B = 20 млн. т.

Решение

Геологические запасы m_i (i-й категории) в рассматриваемом районе изменяются со временем τ, поскольку в i-ю категорию поступают запасы i–1-й категории со скоростью u_i–1, и коэффициентом подтверждаемости a_i–1, а в категорию i + 1 переводятся запасы i-й категории со скоростью u_i и коэффициентом подтверждаемости a_i. На рис. 1 показана схема изменения запасов i-й категории в районе.

Уравнение баланса запасов i-й категории в соответствии с рис. 1 имеет вид

(1)

Применительно к запасам соответственно категорий C₁ и A+B уравнение (1) можно представить следующим образом:

(2)

(3)

Записывая уравнения (2) и (3) для конечных приращений запасов и времени, получаем следующую систему уравнений

(4)

Определим среднюю скоростью перевода запасов u_C1:

Определим значение среднего за период времени Δτ коэффициента a_C1 подтверждаемости запасов категории C₁, переводимых в категории A+B:

Определим, какое количество запасов категории C₂ необходимо подготавливать ежегодно:

Задание №3

Схема расчета прогнозных показателей разработки газовых месторождений на основе параметров «средней» скважины при газовом и водонапорном режимах работы пласта.

В ряде методов определения показателей разработки месторождений природных газов используется понятие ≪средней≫ скважины, т. е. расчеты выполняются на ≪среднюю≫ скважину. Принимается, что ≪средняя≫ скважина имеет среднюю глубину, среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

Введение понятия ≪средней≫ скважины преследует две цели:

1) по возможности наилучшим образом учесть разнодебитность

скважин на месторождении, различие скважин по продуктивным

характеристикам;

2) расчетом показателей разработки месторождения на основе

≪средней≫ скважины обеспечить наиболее достоверный прогноз,

например, по потребному числу скважин.

Если на месторождении имеется значительное число скважин,

то параметры ≪средней≫ скважины можно определять на основе методов статистики и теории вероятностей. Теория вероятностей позволяет рассчитать наиболее вероятностные параметры скважин, которые будут пробурены для поддержания заданного отбора газа из

месторождения. Следовательно, рассчитанное число потребных скважин будет близко к фактически необходимому числу скважин.

Однако из-за недостаточного объема информации при составлении проектов опытно-промышленной эксплуатации и проектов

разработки месторождений применение методов статистики и теории вероятностей часто исключается. Поэтому рассмотрим другой,

получивший распространение в последнее время метод определения

параметров ≪средней≫ скважины.

Пусть на месторождении имеется п газовых скважин. По результатам исследований этих скважин определены:

1) уравнения притока газа к каждой скважине;

2) допустимые дебиты (депрессии) для каждой скважины.