1275

V

жидкости и затем до 10-го года разработки. После чего пластовое давление монотонно уменьшается и к 30-му году становится равным 3 МПа, т. е. на 88 % меньше относительно первоначального. Газовый фактор в первые 5 лет стремительно растет и достигает максимального значения, а затем начинает столь же быстро сни­ жаться. К 30-му году разработки его величина равна примерно 65 м3/т. К этому времени разработки будет добыто нефтяного газа 66 % от его запасов в растворенном состоянии при нефтеотдаче 43,6 %.

5. Расчет добычи газа из газовой шапки. Расчет будем вести, исходя из поставленного условия неподвижности газонефтяного контакта, т. е. постоянства объема газовой шапки в пластовых условиях. Используя методику задачи 4.5, подсчитаем вначале объемные коэффициенты газа в зависимости от давления, изменяю­ щегося по годам разработки залежи, а затем определим динамику накопленной добычи газа. Результаты вычислений представлены

втабл. 33.

Врасчетах принималось, что среднее давление в нефтеносной части равно давлению в газовой шапке. Величины давлений во вре­ мени разработки определены по графику (см. рис. 52).

Из табл. 33 видно, что дебиты газа по времени разработки из­

наблюдается наибольшее понижение пластового давления. В течение 30 лет разработки необходимо отобрать 88 % газа от начальных

затели разработки нефтегазовой залежи при следующих условиях.

объему залежи пористость т = 0,2 ; насыщенность порового объема

143

П р о д о л ж е н и е

= 150 м3/т; плотность дегазированной нефти рн = 0,85 т/м3; объем­

лежи с применением внутриконтурного заводнения при располо­ жении добывающих и нагнетательных скважин по равномерной

обводнения приведена на рис. 56. Коэффициент вытеснения нефти

скважин на нефтеотдачу а = 0,0305-10-4 скв/м2. Предельная об­ водненность продукции скважины vnp = 0,95. В период ввода за­ лежи в разработку дебит жидкости возрастает по линейному за­ кону, а в последующем остается постоянным и равным максималь­ ному, определяемому как 8,37 % от извлекаемых запасов нефти.

Газ из газовой шапки добывается с постоянным дебитом, значе­ ние которого определяется по заданному темпу отбора от извле­ каемых запасов (гг = 20 %/год). Газоотдача при вытеснении газа водой т]г = 0,85. Добыча газа компенсируется закачкой воды в скважины барьерного ряда, расположенного вдоль контура газо­ носности. Средняя приемистость одной скважины дН1 = 390 м3/сут.

Требуется определить число скважин на площади нефтеносности и в барьерном ряду, динамику добычи нефти и воды при разработке нефтяной части залежи.

Р е ш е н и е . 1. Подсчет запасов нефти и газа и определение числа скважин.

Запасы нефти в пластовых условиях

QHпл= SHhm (1 —sCB) = 136 - 105- 10-0,2(1 —0,12) = 23,9-106 м3,

в стандартных условиях

GH= 23,9-106 (0,85/1,5) = 13,6- 10е т.

Запасы нефтяного газа, растворенного в нефти,

Gr = СНГ0= 13,6- 10е150 = 2,03• 109 м3.

Запасы газа в газовой шапке в пластовых условиях

145

Тогда дебит газа из газовой шапки должен составить

<7гш—zrWnu=1.47 Ю9*0,2 = 294 млн. м3/год.

Дебит газа, приведенный к начальному пластовому давлению,

д,ш = ЯгшЬг = (294-106) / 170 = 1,7 10е м3/год.

Для компенсации отбора газа из газовой шапки необходимо закачивать в скважины воду с таким же темпом. С учетом объем­ ного коэффициента расход воды составит

<7н в = <7г Ш Ь Г 1 = ( 1 , 7 1 0 6) / 1 , 0 2 8 = 1 , 6 5 • 1 0 6 м 3/ г о д .

Число нагнетательных скважин в барьерном ряду определим по заданной средней приемистости и суммарному расходу:

пв = <7HB/?HI = (1,6510е/390 • 365) = 12.

Определим общее число скважин, необходимое для разработки нефтеносной части залежи. Для этого используем заданный пара­ метр плотности сетки скважин. Получим

п0 = пи-\- Лд = SH/SC= (1360-104)/(18-104) = 76 скв.

Для подсчета извлекаемых запасов нефти определим коэффи­ циент сетки скважины по известной формуле В. Н. Щелкачева

Th= e“ aSc.

Подставив в формулу известные значения а и S c, получим

Тогда извлекаемые запасы нефти составят

N = = 13,6- 10е• 0,85• 0,581 = 6,72■ 10е т.

Максимальный дебит жидкости qmax ж = 13,6-106-0,581 х

х0,0837 = 0,66 млн. м3/год.

2.Расчет динамики добычи нефти, воды и жидкости при разра­ ботке нефтяной части залежи.

Из условия задачи следует, что в период бурения скважин дебит жидкости возрастает по линейному закону с темпом

и воды будем производить по приближенной схеме, используя заданную характеристику обводнения (см. рис. 56). При отборе

нефти Q„ = 19 % от извлекаемых запасов обводненность остается равной нулю. Накопленная добыча нефти для рассматриваемых условий

146

Примем, что в течение небольшого промежутка времени Atif

в течение которого добывается AQHi нефти, обводненность и дебит жидкости остаются постоянными. Тогда предыдущее равенство примет вид

Разделим обе части равенства на (1—vt):

где Vi — средняя обводненность за период Д/£ или при отборе AQHг нефти.

Просуммируем обе части предыдущего равенства по М шагов, на которые разделим время разработки в период добычи обводнен­ ной продукции. Получим

м _ м

Правая часть полученного уравнения представляет собой на­ копленную добычу жидкости. Тогда

м

i = 1

С помощью полученного соотношения можно вместо заданной кривой (см. рис. 56) получить график зависимости обводненности

продукции от времени разработки. Примем AQ„ = 0,05, тогда с помощью исходной кривой получим соответствующие значения обводненности на середину каждого интервала. Результаты опреде­ лений сведены в табл. 34.

Относительную накопленную добычу жидкости в период раз­

а в последующий период

,*

147

Рис. 57 Номограмма для опреде­ ления обводненности в зависимо­ сти от времени разработки зале­ жи

Рис. 58. Графики разработк и неф­ теносной части нефтегазовой за­ лежи

Определим добычу жидкости в первый период разработки для следующих значений времени:

*5= ** = 5 лет(158-;Ю6 с) Q* (**) = 0,25.

Для периода поддержания постоянной текущей добычи жидко­ сти, например при *30 = 30 лет (946-10® с), относительная добыча жидкости составит

148

Результаты вычислений представлены также в табл. 34, по данным которой и полученным значениям относительной накоплен­ ной добычи жидкости построены графики (рис. 57). Данные, полу­ ченные по этим графикам, приведены ниже.

На рис. 58 приведена кривая, характеризующая процесс об­ воднения продукции скважин от времени разработки залежи, с ис­ пользованием которой подсчитаны дебиты нефти, воды и накоплен­ ную добычу нефти. Результаты этих вычислений приведены в табл. 35, по данным которой построены соответствующие графики разработки.

Таблица 35

За 30 лет разработки из залежи при заданной динамике добычи жидкости будет добыто нефти 88,4 % от извлекаемых запасов при обводненности продукции скважин 93% . Воды будет добыто 10,9 млн. м3,или примерно в 1,8 раза больше накопленной добычи нефти. Нефтяного газа будет добыто за этот период немного более 1 млрд. м3.

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В задачах 4.9К и 4.10К для определения показателей разработки залежей используют методику приближенных расчетов, основан­ ную на аппроксимации кривых фазовых проницаемостей различ­ ными зависимостями.

З а д а ч а 4.9К. Нефтегазоконденсатное месторождение с ус­ ловными водонефтяным и газонефтяным контактами и вертикаль­ ным разрезом, показанными на рис. 59, решено в одном из вариан­ тов разрабатывать с применением заводнения при однорядной схеме расположения скважин как в нефтяной, так и в газоконденсатной частях месторождения, но при различных расстояниях между сква­

149

ч

Рис. 59. Схема нефтегазового месторождения:

= 600 м и ширине, равной расстоянию между скважинами, 2ос = = b = 500 м. Газоконденсатная часть месторождения площадью 3000-104 м2 разрабатывается, как уже указывалось, также с при­ менением заводнения при однорядной схеме расположения сква­

Считается, что пластовое давление в процессе разработки ме­ сторождения будет поддерживаться как в нефтяной, так и в газо­ конденсатной частях на уровне начального пластового давления, равного рпл = 20 МПа, пластовая температура Тпл = 297 К.

Вязкость нефти в пластовых условиях \iH= 2 мПа-с; вязкость газа с растворенным в нем конденсатом рг = 0,02 мПа-с; общая толщина нефтегазонасыщенной части h0 = 30 м; коэффициент охвата пласта воздействием в нефтяной части т]2 = 0,7 (охваченная воздействием толщина пласта h = har\2 = 21 м) и в газоконденсат­ ной части т]2Г = 0,8. Пористость m = 0,23; насыщенность связан­ ной водой sCB= 0,07 как в нефтяной, так и в газоконденсатной частях пласта. Объемное содержание конденсата в газе ср = 10_3, т. е. в 1 м3 газа при стандартных условиях содержится 0,001 м3 конденсата. Коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых ус­ ловиях 2СП= 0,75.

150