Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Схематизация реальной залежи с тремя линейными рядами

.pdf
Скачиваний:
4
Добавлен:
03.02.2021
Размер:
1.67 Mб
Скачать

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

 

РК

 

 

 

 

 

РК

 

 

КП

 

 

 

 

 

 

 

НКН

 

 

 

 

 

 

LК=L1

 

 

 

 

LК=L1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТКН

LН

LН0

 

 

1

 

1

LН0 LН

 

 

 

 

 

 

 

1 ряд

 

 

 

 

РЛ1

РС1

2

L2

 

L2

 

2

РС

 

 

 

 

 

2 ряд

 

 

 

 

РЛ2

 

3

L3

 

L3

3

РС2

 

 

РС2

 

 

 

 

 

 

 

3 ряд

 

 

 

 

РЛ3

РС3 экранРС3 ТКН

б

НКН

КП

РН

а

Рис. 1

Схематизация реальной залежи с тремя линейными рядами

эксплуатационных скважин в виде полосовой: а - с двухсторонним питанием; б

- с односторонним питанием

Решение практической задачи достаточно полно изложено в работе [1, с. 7

– 9, № 6 – 9].

Для определения проницаемости пласта по результатам исследования скважины используется формула:

 

2,3 Q lg t

i 1

lg t

i

 

 

k

 

 

 

 

 

 

(3)

4

h

P

 

 

 

 

P

 

 

 

 

 

 

i 1

i

 

Дальнейшим этапом является приведение или схематизация неправильной геометрической формы, которую имеет естественная залежь, к правильной геометрической – полосовой, кольцевой или круговой, для которых наиболее полно в настоящее время разработаны методы гидродинамических расчётов [1, с. 95 – 101]. Решение практической задачи даётся в работе [3, с. 30 – 35, № 23 –

26 ].

Примеры схематизации формы залежей представлены на рис.1, 2.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

КП

RН

 

 

 

НКН

 

 

ТКН

RН0

 

 

 

1 ряд

 

 

2 ряд

RН

LК=L1

3 ряд

 

 

 

 

R1

LН0

 

 

R3

 

 

 

R2

 

РС3

 

LН

 

2

РС2

РС1

3

РК

1

Рис. 2

Схематизация реальной залежи с тремя батареями скважин в виде кольцевой

После схематизации формы залежи можно переходить к гидродинамическим расчётам по определению количественных показателей, характеризующих процесс разработки залежи во времени.

Расчёт следует начать с определения внешних и внутренних гидродинамических сопротивлений и приведённого контура питания с учётом различия вязкостей воды и нефти, а затем перейти к определению дебитов скважин, рядов и залежи в целом и времени разработки залежи. Этот материал в полном объёме изложен в работе [2, с. 91 – 130], а пример решения практических задач дан в работе [3, с. 3 – 5, № 2 – 3]. Для определения дебитов используется система управлений гидродинамической интерференции между рядами скважин и скважинами в рядах.

Если забойные давления в скважинах одного ряда отличаются от забойных давлений в скважинах другого ряда, система уравнений интерференции может быть представлена в следующем виде.

 

 

А. Полосовая залежь для трёх рядов скважин:

 

1)

 

Skh PK PC1

 

Q Q Q

L Q

ln

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

1

2

 

3

 

0

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

2)

 

Skh PС1 PC 2

Q2 Q3 L2

Q2 ln

 

Q1 ln

 

 

;

(4)

 

 

 

r

r

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

П

 

 

 

3)

 

 

Skh P

 

P

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

 

 

 

 

С 2

C 3

 

 

Q

L

 

ln

 

 

 

Q

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

r

 

 

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

3

3

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

Б. Круговая залежь для трёх рядов скважин:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

1)

 

2 кh PK PC1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R0

 

 

 

 

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

Q1 Q2 Q3 ln R

Q1 R

ln r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

1

 

 

П

 

 

 

 

2)

2 kh PС1 PC 2

Q

 

Q ln

 

R1

Q

 

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

 

 

r

 

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

3

 

 

R

2

 

 

 

2

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

Q1

 

 

 

 

ln

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3)

 

2 kh P

 

P

 

 

 

 

R

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

С 2

 

C 3

 

 

Q

ln

2

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

Q

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

r

 

 

 

 

r

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

3

 

R

 

 

 

 

 

 

2 R

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

3

 

 

 

 

П

 

 

 

2

 

 

П

 

где

S – длина залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, см; k –проницаемость, Дарси;

h– мощность пласта, см;

PК , PC1 , PC 2 , PC 3 ,– давление на контуре питания и забойные

давления в скважинах, соответственно 1, 2, 3 ряда, атм; μН – вязкость нефти, сП;

Q1 , Q2 , Q3 – дебит соответственно 1, 2, 3 ряда скважин, см3/с; L0 – приведённый контур питания, см;

– половина расстояния между скважинами, см;

rП – приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, см;

L1 , L2 , L3 – расстояния между рядами, см;

R0 – приведённый радиус контура питания, см;

R1 , R2 , R3 – соответственно радиусы 1, 2, 3 ряда скважин, см. Срок разработки залежи определяется по формуле

T QH .

Qi

(5)

(6)

Заключительным этапом решения задачи является определение динамики пластового давления на стенке укрупнённой скважины в процессе разработки залежи по формуле упругого режима

 

Q

B

 

 

R 2

.

 

Р

 

 

E

 

 

(7)

 

 

 

 

4 kh

i

 

 

 

 

 

 

 

4 ti

 

 

Правомерность использования формулы упругого режима для оценки динамики пластового давления при изменении дебита скважины подробно рассматривается в работе [4, с. 87 – 99]. Пример решения практической задачи даётся в методическом пособии [5].

По окончании решения комплексной задачи студент должен проанализировать результаты расчёта и сделать выводы.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ I задание

Условие задачи

На основе оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2,1 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h = 10 м, пористость m = 18%, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд = 0,30, Коэффициент нефтенасыщенности Кн = 0,85, удельный вес поверхностной разразированной нефти H = 0,865, удельный вес пластовой нефти пл = 0,720,

вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Исследование разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления показало следующие результаты:

t мин

P атм

t1

7

P1 3,4

t2

13,3

P2 4,4

t3

133

P3 6,0

t4

540

P4 6,8

При этом дебит скважины составил 90 м3/сут. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчёта 118 тыс. т извлекаемых запасов на 1 скважину.

С северной стороны залежи имеется экран, т. е. питание залежи одностороннее.

Скважины на залежи размещены тремя линейными рядами одинаковой

длины с

расстоянием

от

контура

питания

до

первого

ряда

скважин

Lк L1 10 км , от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин

расстояние

Lн.о. 1000 м , от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние

L L2 L3 500 м .

Расстояние

между

скважинами

2 500 м .

 

Пробуренные

скважины

имеют

внутренний

диаметр

dc 20 см .

Приведённый

радиус,

учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, r

 

10 4

м .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

пр

 

 

Давление на контуре питания Pk

170 атм , забойное давление в скважинах

Pзаб 70 атм ,

начальное

пластовое

 

давление

Pнач

180 атм ,

 

коэффициент

сжимаемости

пористой

среды

 

с

10 5

1 атм ,

коэффициент

 

сжимаемости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

жидкости

ж

4,5 10 5 1 атм .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разработка залежи ведётся при жёстком водонапорном режиме без поддержания пластового давления.

1. Определить:

балансовые и извлекаемые запасы нефти;

количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

проницаемость k ,

пьезопроводность ,

и гидропроводность k h продуктивного пласта.

2.Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчётов.

3.Определить суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трёх рядов, с учётом и без учёта гидродинамического несовершенства скважин.

4.Определить:

время первого и последующих этапов разработки при условии, что средняя за этап обводнённость продукции составит на первом этапе 25%, на втором – 50%, на третьем – 75%, а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени в течение каждого этапа;

изменения давления на стенке укрупнённой скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи при условии, что мощность и проницаемость пласта в законтурной и нефтеносной областях равны;

количество нефти, добытое за счёт упругой энергии, породы и

жидкости.

Решение

1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи. Расчёт запасов производится объёмным методом по формулам (1) и (2):

Qбал F h m Kн н ;

(1)

Qизв Qбал Kотд..

(2)

 

где:

Qбал – балансовые запасы нефти, т;

F - площадь нефтеносности залежи, м2;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина залежи, м; m - коэффициент пористости, д.ед. ;

α - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.; ρпов.н. - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

θ - переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти 1/β; β - объёмный коэффициент; Котд. – коэффициент нефтеотдачи.

Qизв – извлекаемые запасы нефти, т;

Q 20 106

10 0,18 0,865 0,833 22 106

22 млн. т.

бал

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Здесь

н

 

0,865

1,2 ;

 

пл

 

 

 

 

 

 

 

0,720

 

 

 

1

 

1

 

0,833 ;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,2

 

 

 

 

 

 

Qизв 22,0 0,3 6,6 млн. т

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:

N Qизв 6600000 56 скв . Qскв 118000

Qскв – количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину.

3. Произведём схематизацию залежи.

Так как (по условию) отношение малой оси месторождения (а) к большой

(в) менее 1 3 , т. е.

а

1

 

, то естественную залежь следует схематизировать в

 

3

 

b

 

 

 

 

виде полосообразной залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи.

LK – расстояние от контура питания до первого ряда скважин, LK 10000 м ;

Lн.о – расстояние от

начального

контура нефтеносности

до первого ряда

скважин, Lн.о 1000 м ;

L L2 L3

расстояние

от

первого

ряда скважин до

второго и от второго до третьего,

L L2 L3

500

м ; 2

расстояние между

скважинами в рядах, 2 500 м .

 

 

 

 

 

 

 

 

Зная геометрические характеристики схематизированной полосовой

залежи, найдём количество скважин в каждом ряду

 

 

 

n

N

 

56

19 скв ,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

C

3

 

 

 

 

где: N – общее количество скважин на залежи; n – количество скважин в одном ряду;

С – количество рядов скважин, размещенных на залежи.

Определим извлекаемые запасы нефти, заключённые между рядами:

а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин Qu1зв (здесь площадь нефтеносности S1 10 км 1,0 км 10 км2 )

Qизв1 10 106 10 0,18 0,85 0,865 0,833 0,3 3,3 млн. т ;

б) между первым и вторым рядом скважин

Qизв2 5 106 10 0,18 0,85 0,865 0,833 0,3 1,65 млн. т ;

в) поскольку площадь нефтеносности между первым и вторым рядом скважин равна площади нефтеносности между вторым и третьим рядом, следовательно, и извлекаемые запасы будут одинаковы:

 

 

Q3

Q2 1,65 млн. т .

 

 

изв

изв

 

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность

пласта.

 

 

 

Для определения проницаемости построим график зависимости P f lg t

по результатам исследования разведочной скважины (рис. 3):

t1

7 мин 420 с ;

P1 3,4 атм ;

t2

13,3

мин 800 с ;

P2

4,4 атм ;

t3

133

мин 8000 с ;

P3

6,0 атм ;

t4

540

мин 32400 с ;

P4

6,8 атм .

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

P

Pi+1

Pi

α

А

lgt lgti lgti+1

Рис. 3

Кривая восстановления давления в скважине после её остановки

Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3):

 

 

 

 

2,3 Q 106

lg t

i 1

lg t

i

 

 

 

 

2,3 90 4 106

 

 

 

 

 

k

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 h 86400

 

 

 

 

 

P

 

 

4

3,14 1000 864000

 

 

 

 

 

P

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

i 1

i

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

lg 32400 lg 8000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,580 Д

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6,8 - 6,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q – дебит жидкости, м3/сут;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, см;

 

 

t – время, с;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P – прирост давления за время t, атм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта

 

и гидропроводность .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k

 

 

 

 

 

0,580

 

 

 

8011см

2

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

m ж c

 

0,18 4,5 10-5

10 5

 

 

с

 

 

4

 

 

 

 

 

k h 0,580 1000 145 Дсм сП

4

5.Определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трёх рядов с учётом гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.

На I этапе расчёт следует начинать с определения приведённого контура питания L0 по формуле:

0

 

 

 

 

K

 

L

 

 

 

 

1,5

 

1000

 

 

1,5

 

 

 

 

B

 

 

н.о

 

 

 

B

 

 

 

 

 

 

 

 

 

L

 

 

L

 

 

1

 

 

 

 

10000

 

 

1

 

 

 

 

4062,5 м .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H

 

 

2

 

H

4

 

 

2

 

 

4

 

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Затем можно рассчитать дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно схему уравнений интерференции для условий, когда

РС1 РС 2 РС3 :

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

S k h PK PC1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q1 Q2 Q3

L0 Q1

 

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H

105

 

 

 

 

ln r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

O Q2

Q3

L2 Q2 ln r

 

 

Q1 ln r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

O Q

L

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

Q

2

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Для удобства расчётов найдём сначала параметр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

250

 

ln

 

 

250

 

 

 

 

10,817 104 .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

 

3,14 10 4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3,14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Из третьего уравнения определяем значение Q2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

L3

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 10 4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

10,817 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q

 

 

Q

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

п

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,46

Q

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

4

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,817 10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

rп

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

из второго уравнения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q

 

Q

L

 

Q

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

1,46Q

 

 

Q

5 104

1,46Q

 

10,817 10 4

 

 

 

 

 

 

 

2

 

3

 

2

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

3

3

 

 

 

Q

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

п

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,817 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

п

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2,46 5 104

1,46 10,817 104

2,6 Q

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,817 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подставляя значения Q2 и Q1 , выраженные через Q3 , в первое уравнение, а также

выражая левую часть первого уравнения в м3/сут, рассчитаем численное значение Q3 :

 

 

S k h PK

Pзаб 86400

 

Q

Q

 

Q L

 

Q

ln

 

;

 

 

 

 

 

 

106

 

 

 

 

 

 

 

H

 

1

 

2

3

0

 

1

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

10 105 0,580 1000 170 70 86400

2,6Q 1,46Q

 

Q

 

 

 

 

3

 

 

 

4 106

 

 

Q3 538м

/ сут.

 

 

 

 

 

 

3

 

3

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

40,625 104 2,6Q 10,817 104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По найденному численному

значению

Q3

 

определяются численные

значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трёх рядов скважин на залежи:

Q3 538м3 / сут.

Q2 1,46 538 785 м3 / сут ;

Q1 2,6 538 1400 м3 / сут ,

азатем суммарный дебит трёх рядов

Q Q1 Q2 Q3 1400 785 538 2723 м3 / сут .

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100% и дебит одной скважины в каждом ряду:

P

 

Q2

 

 

100

 

 

785

 

100 55,2 % ;

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

Q1

 

 

 

 

 

 

 

 

1400

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P

 

Q3

 

 

100

 

 

 

538

100 38,5 % ;

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

Q1

 

 

 

 

 

 

 

 

1400

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

q

Q1

 

 

 

 

1400

73,6

м3 / сут ;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

n1

19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

q

 

 

Q2

 

 

 

785

 

 

 

41,3

м3 / сут ;

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n2

19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

q

 

 

Q3

 

 

 

583

 

28,3

м3 / сут .

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n3

19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. При определении приведённого контура питания на 2 этапе разработки в формулу приведённого контура питания вместо значения Lн.о 1000

следует подставить значение L1 L2

 

1000 500 1500 ,

 

вместо LK подставить LK1 10000 500 10500 м , тогда

 

 

 

 

B

 

 

 

 

L2

L1

 

 

 

B

 

 

1,5

 

 

 

 

1500

 

 

 

 

1,5

 

Составим

L

0

 

 

 

L

K1

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

10500

 

 

 

 

 

 

1

 

 

4406,25 м

 

 

H

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

интерференции при одновременной работе двух рядов скважин и PC 2

 

 

 

1)

 

Skh PK

PC

Q2 Q3 L0

 

 

 

 

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q2 ln r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

2)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

O Q

L

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

Q

2

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

уравнение

PC3 :

Из 2-го уравнения получим:

 

 

 

 

L

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

rп

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q2

Q3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 104

 

 

 

п

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q

 

Q

10,817 104

1,46 Q .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

10,817 104

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подставляя найденное значение Q2

в

 

первое

 

уравнение,

 

определим

численное значение Q3:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

S k h PK PС

86400

Q

 

Q

L

 

Q

ln

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

3

 

0

 

2

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

10 105

0,58 1000 170 70 86400

1,46 Q Q 44,0625 10

4

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 106

 

 

 

Q3

1002 м

/ сут ,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,46 Q3 10,817 104

азатем численное значение Q2 :

Q3 1002 м3 / сут

Q2 1,46 1002 1463 м3 / сут.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за 100%:

QII Q2 Q3 1463 1002 2465 м3 / сут

P Q3 100 1002 100 69 % Q2 1463

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

q II

 

Q2II

 

1463

77,5 м3 / сут ;

q II

 

Q3II

 

1002

53 м3 / сут ;

2

 

n2

19

 

3

 

n3

19

 

 

 

 

 

 

 

На третьем этапе разработки приведённый контур питания составит:

 

 

 

 

 

B

 

 

 

 

 

 

 

 

L

3

L

2

L

 

 

 

B

 

 

1,5

 

 

L

 

 

 

 

 

L

 

 

 

 

 

 

1

1

 

 

 

 

 

 

11000

 

0

 

 

 

KII

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

H

 

4

 

 

 

2000

 

 

 

1,5

4750

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит

рассчитываем так:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

S k h PK

PС

86400

 

 

 

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

Q3 L0 Q3

ln

 

 

 

 

106

 

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

S k h PK PС 86400

 

 

П

 

Q3

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

L

 

ln

 

 

106

 

 

 

 

 

 

 

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П

 

 

 

 

 

10 10

5 0,580 1000 170 70 86400

2148 м3

/ сут .

 

 

 

4

47,5 104 10,817 104 106

 

 

 

 

 

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

q

 

 

Q3III

 

2148

113 м3 / сут ,

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

n3

19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Определим время разработки залежи на каждом этапе по формуле (6) и общий срок разработки.

На I этапе разработки

t1

 

Q I

106

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q Q

 

Q

 

 

1

 

n

 

365

2

3

 

 

 

1

 

 

 

100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

33 106 1,2

 

 

 

 

 

6,2 г ода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

365 1400 785 538 1

 

 

 

0,865

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100

 

 

На II этапе

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

t2

 

Q II

 

106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

изв

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q2

Q3

 

 

 

 

n

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

365

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,65 106 1,2

 

 

 

5,1 г ода

 

 

 

 

 

 

1463 1002

 

 

 

50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

365

0,865

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100