Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум учеб

щью имитации разработки залежи на гидродинамических (фильтрационных) моделях.

Задание № 8.1

Прогнозирование сценария разработки

1.Запустите Tempest, для этого активизируйте запускающую иконку на рабочем столе монитора.

2.Загрузите исходный файл mtest.dat в Tempest.

3.В наборе данных mtest.dat в секции Recurent создайте соответствующий описанию сценарий разработки. Подготовьте данные по работе скважин для дальнейшей обработки на каждый месяц.

Ввод скважин

1. Создайте модель с одной вертикальной добывающей скважиной, пробуренной в блоках 25, 10 (i–j) и двумя вертикальными нагнетательными скважинами, расположенными в блоках 24, 20 и 29, 20 (i–j). Имена скважин – скв. 1, скв. 2, скв. 3. Их внутренний радиус – 0,14 м.

скв. 4, скв. 5, скв. 6, скв. 7. Радиус скважин – 0,122 м. Данные скважины проходят через следующие блоки:

81

8. Введите следующие ограничения по скважинам:

10. Запустите симулятор.

11. Визуализируйте результаты.

82

12. Сопоставьте текущий КИН на конец расчетного периода для обоих вариантов. Сформулируйте условия увеличения КИН.

Работа № 9

Выполнение технико-экономической оценки вариантов разработки залежи

При проектировании разработки нефтяных месторождений часто необходимо рассчитать ход процесса разработки в условиях упругого и упруго-водонапорного режимов работы пласта, когда заданы не дебиты эксплуатационных и нагнетательных скважин, а давления на их забоях или пластовые давления вблизи от этих скважин (средние давления на линиях, проходящих через скважины). В этих случаях требуется по давлениям на тех или иных контурах, заданным как функция времени, определить дебиты скважин для различных моментов времени, а также изменение давления в различных точках разрабатываемого пласта.

Общая формула для определения дебита Qn в любой момент времени при известных предшествующих значениях Q и текущем значении перепада давления ∆Рп имеет вид

где Ψ – символ функции, зависящей от взаимного расположения скважин;

τ – безразмерное время для соответствующего расположения скважин;

83

Rэn – эквивалентное внутреннее сопротивление в момент времени tn;

Задание № 9.1 (исходные данные – в табл. П.3.9)

Залежь нефти схематизируется кольцом, внешний радиус которого – rн, внутренний – rв. Расположение эксплуатационных скважин на схеме представлено тремя круговыми рядами с радиусами r1, r2 и r3. Число скважин в каждом ряду n1, n2 и n3, их радиус rс. Параметры пласта: пьезопроводность χ, проницаемость k, вязкость нефти µн, вязкость воды µв, пористость m, толщина пласта h, плотность пластовой нефти ρ, пластовое давление Рпл, минимальное давление фонтанирования Рфмин, коэффициент нефтенасыщенности α, коэффициент отдачи β. Разработка залежи ведется без поддержания пластового давления при упругом режиме. Все скважины разбуривают в течение одного года, затем три года выдерживают постоянную добычу нефти с залежи. Уровень ее определяют таким образом, чтобы к концу четвертого года разработки давление на забоях нагнетательных скважин стало равным минимальному давлению фонтанирования. В последующие годы разработка ведется при постоянном забойном давлении. Определить добычу нефти за каждый год разработки на семилетний период и радиус контура нефтеносности к концу седьмого года.

Значения остаточной нефтенасыщенности SНО и доли связанной воды Sсв взять из задания 2.1.

Пример выполнения работы

Приведен пример выполнения задания № 9.1 для варианта

№ 1.

Определяются внутренние ωi и внешние Ωi фильтрационные сопротивления для рядов добывающих скважин:

84

Ω1 = ln rн = ln 1950 = 0,1916. r1 1610

Аналогично вычисляются Ω2 , ω2 , Ω3, ω3:

Ω2 = 0,5483, ω2 = 0,3822, Ω3 =1,2299, ω3 = 0,4292.

Определяется Rэ0 – эквивалентное сопротивление галереи в начальный момент времени с учетом отличия вязкости нефти от вязкости воды:

поскольку τ > 1,25, то

85

Проверяется величина продвижения ВНК к полученному моменту времени:

менение фильтрационного сопротивления в зоне водонефтяной смеси;

Решим уравнение с помощью компьютерной программы

Derive:

zф = 0,2669,

α = 8,21,1 (1,7 +8 0,2669 + 25 0,26692 )= 41,87,

Rэ1 = 8,21,1 (0,1916 41,87 +0,177) = 61,1.

Аналогично определяются q и r для нового Rэ1: q1 = 497,68 т/сут,

86

R = 1933,96 м.

Определяем добычу за 1 год:

Q1 = q1 · 365 = 497,68 · 365 = 181 653,2 т.

В последующие годы разработка ведется при постоянном забойном давлении. Найдем Rэ2 на конец второго этапа разработки:

Rэ2 = µн ((Ω1 +Ω2 )α+ Rэ′2 )= µв

= 8,1,12 ((0,1916 +0,5483)41,87 +0,2832)= 233,09,

где

Определяется дебит в конце пятого года разработки:

+q2ψкг(13,269)}/ (ψкг(13,269) +2Rэ2 )11,57γ =

=4 3,14 0,110 2300(110 −94) −497,68 5 3,173 +

1,1

+ 497,68 4 2,97 +497,68 1,801) /

/(1,801+2 147,09)11,57 0,780 =392,5 т/сут.

87

Рассчитывается добыча за пятый год:

Q5 = q5 365 =392,5 365 =143 262,5 т.

/(ψкг(10,616) +2Rэ2 )11,57γ =

=4 3,14 0,110 23 000(11−94) −497,68 6 3,326 +

1,1

+497,68 5 3,173 −(392,5 −497,68)2 2,361+(392,5 −497,68)×

×1,801+392,5 1,801) /(1,801+2 6,52)11,57 0,780 = 340,61 т/сут.

Рассчитывается добыча за 1 год:

Q6 = q6 365 = 340,61 365 =124 322 т.

Дебит в конце седьмого года разработки:

−(q5 −q2 )13 ψкг(3 10,616) −(q6 −q5 )2ψкг(2 10,616) −(q2 −q5 )×

×2ψкг(2 10,616)}/ (ψкг(10,616) +2Rэ2 )11,57γ +

+(q6 −q5 )ψкг(10,616) + q4ψкг(10,616) = (ψкг(10,616) + 2Rэ2 )11,57γ

88

=4 3,14 0,110 2300(110 −94) −497,68 7 3,486 +1,1

+497,68 6 3,326 −(392,5 −497,68)3 2,723 −(340,61−392,5)×

×2 2,361−(497,68 −392,5)2 2,361/(1,801+2 6,52)11,57 0,780}+

+ (340,61−392,5)1,801+497,68 1,801 =154,12 т/с. (1,801+2 6,52)11,57 0,780

Вычисления рекомендуется проводить в программном про-

дукте Excel Microsoft Office.

Добыча за 1 год:

Q7 = q7 365 =154,12 365 =56 253,8 т.

Накопленную добыча нефти за 7 лет:

Q= (q1 + q2 +q3 +q4 +q5 +q6 + q7 ) 365 = (497,68 + 497,68 +

+497,68 + 497,68 + 392,5 + 340,61 + 154,12) · 365 = 1 050 455 т.

(q1 = q2 = q3 = q4 = 497,68 т/сут.)

Радиус контура нефтеносности к концу 7-го года:

По результатам вычислений строим график зависимости добычи нефти, радиуса контура нефтеносности от времени разработки.

89

7. УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ

Вариант задания на выполнение лабораторных работ выдается студенту преподавателем. Отчеты по результатам выполнения лабораторных работ сдаются на бумаге формата А4 и должны включать в себя титульный лист, задание на выполнение лабораторной работы, текстовую (расчетную) часть с необходимыми графическими приложениями.

В текстовом пояснении должны быть приведены все сведения и формулы, которые используются при выполнении работы. Все графические приложения выполняются на отдельных листах. Результаты решения приводятся в системных единицах, а также в единицах, общепринятых в практике нефтегазового дела.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Справочное руководство по проектированию разработки

иэксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг [и др.]. – М.: Недра, 1983. – 463 с.

2.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного

игазового пласта: учебник для вузов. – 4-е изд., стер. – М.: Аль-

янс, 2005. – 311 с.

3.Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике: учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., стер. –

М.: Альянс, 2007. – 169 с.

4.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1998. – 365 с.

5.Закиров С.И., Лапук Б.Б. Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 309 с.

90