История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений
.pdf
|
|
в |
∙ 106 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|
∆ = − |
|
|
∙∙ {∆ ∑ |
[ |
(− |
|
|
)] + ∆ ∑ |
[ |
(− |
|
)] + ∆ ∑ |
[ |
(− |
|
|
)]} |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
3 |
86400 ∙ 4 |
1 |
|
|
4 ( 1 |
+ 2 + 3) |
2 |
|
|
4 ( 2 |
+ 3) |
3 |
|
|
4 3 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
1,5 ∙ 106
= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,180 ∙ 1000 ∙
(2,52 ∙ 105)2 ∙ {842,6 [ (− 4 ∙ 2488 ∙ (19,9 + 16,3 + 37,7) ∙ 3,15 ∙ 107)]
(2,52 ∙ 105)2 + (770,7 − 842,6) [ (− 4 ∙ 2488 ∙ (16,3 + 37,7) ∙ 3,15 ∙ 107)]
(2,52 ∙ 105)2 + (667,3 − 770,7) [ (− 4 ∙ 2488 ∙ 37,7 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 27,95 атм.
пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 27,95 = 152,05 атм.
Определим отбор нефти за счет упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле:
∆ = ( ж + с) ∆ = (0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) ∙ 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 27,95 == 10,12 ∙ 104 м3.
а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:
∆ |
∙ 100 = |
10,12 ∙ 104 ∙ 0,865 |
∙ 100 = 1,32%. |
|
|
6,6 ∙ 106 |
|
||
и |
|
|
|
|
консорциум н е д р а
Вывод.
Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме без поддержания пластового давления, балансовые запасы нефти составляют 22 млн.т., начальные извлекаемые запасы – 6,6 млн.т. нефти. Проницаемость пласта составляет
0,180 Д.
Общий срок разработки пласта составит 68,4 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 73,9 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.
На первом этапе срок разработки составит 19,9 лет, суммарный дебит скважин составляет 842,6 м3/сут, приведенный контур питания 4062,5 м, пластовое давление составило 154,03 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 ряда по 19 скважин в ряду.
На втором этапе срок разработки составляет 16,3 лет, суммарный дебит скважин 770,7 м3/сут, приведенный контур питания 4406,25 м, пластовое давление – 152,30 атм.
На третьем этапе срок разработки составит 37,7 лет, суммарный дебит скважин 667,3 м3/сут, пластовое давление 152,05 атм, приведенный контур питания 4750 м, дебит одной скважины 35,1 м3/сут.
Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (25%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 842 м3/сут Qн=842*0,865*19,9*350=5072818,45 т нефти, при пластовом давлении 154,03 атм.
ВАРИАНТ 4
Условие задачи.
В результате 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
консорциум н е д р а
ширину 2 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 разгазированной нефти γн=0,865, удельный вес пластовой нефти γпл=0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП.
Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчета 118 тыс. т извлекаемых запасов на одну скважину.
Радиус контура питания Rк=10 км.
Скважины на залежи были размещены кольцевыми рядами с расстоянием от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин Lн=1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L2=L3=500 м. Расстояние между скважинами 2σ=500 м. Площадь между контурам нефтеносности и 1 рядом скважин FI=10,6 км2, между 1 и 2 рядом FII=5,6 км2, между 2 и 3 рядом FIII=3,8 км2. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc=20 см. Периметр по внешнему контуру нефтеносности P=17,1 км. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, rпр=10-4 м. Давление на контуре питания Рк=170 атм, забойное давление в скважинах Рзаб=70 атм, начальное пластовое давление Рнач=180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды βс=10-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости βж=4,5∙10-5 1/атм. Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления приведены в табл. 1.
Таблица 1.
t (мин) |
|
∆P (атм) |
|
t1 = |
7 |
∆P1 = |
3,3 |
t2 = |
50 |
∆P2 = |
5,0 |
t3 = |
240 |
∆P3 = |
5,8 |
t4 = |
990 |
∆P4 = |
6,5 |
Дебит скважины при этом составил Q=30 м3/сут.
консорциум н е д р а
Необходимо выполнить следующее:
1.Определить: а) балансовые и извлекаемые запасы нефти; б) количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи; в) проницаемость k, пьезопроводность и гидропроводность kh/μ продуктивного пласта.
2.Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчетов.
3.Определить: а) суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, без учета и с учетом гидродинамического несовершенства скважин; б) время первого этапа разработки и последующих при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит
на первом этапе – 50%;
на втором этапе – 75%;
на третьем этапе – 90%,
а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени: в) изменение давления на стенке укрупненной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи; г) количество нефти, добытое за счет упругой энергии породы и жидкости.
Решение.
1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи по формулам (1) и (2):
б = н н |
(1) |
и = б отд |
(2) |
консорциум н е д р а
где б – балансовые запасы нефти, т; F – площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, м2; h – эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта, м; m – пористость в долях единицы; Кн – коэффициент нефтенасыщенности; γн – удельный вес разгазированной поверхностной нефти, т/м3; η – пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные; Qи – извлекаемые запасы нефти, т; Котд – коэффициент конечной нефтеотдачи.
б = 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 22 ∙ 106 = 22 млн. т.
Здесь = |
н |
= |
0,865 |
= 1,2; |
= |
1 |
= |
1 |
= 0,832. |
|
|
0,720 |
|
1,2 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
пл |
|
|
|
|
|
|
|
|
и = 22,0 ∙ 0,3 = 6,6 млн. т,
а также запасы нефти между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин:
б1 = 1 н н = 10,6 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 11,7 млн. т.и1 = б1 ∙ отд = 11,7 ∙ 0,3 = 3,5 млн. т;
между первым и вторым рядом:
б2 = 2 н н = 5,6 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 6,16 млн. т.и2 = б2 ∙ отд = 6,16 ∙ 0,3 = 1,85 млн. т;
между вторым и третьим рядом:
б3 = 2 н н = 3,8 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 4,14 млн. т.и3 = б3 ∙ отд = 4,14 ∙ 0,3 = 1,25 млн. т;
2. Произведем схематизацию залежи.
консорциум н е д р а
Так как отношение малой оси месторождения (а) к большой (b) более 1/3, т. е. a/b>1/3, то естественную залежь следует схематизировать в виде кольцевой залежи (рис. 1). При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи:
–расстояние от контура питания до первого ряда скважин Lк=10000 м;
–расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин Lн.о.=1000 м;
–примерное расстояние от первого ряда скважин до второго и от второго ряда до третьего L=L2=L3=500 м;
–примерное расстояние между скважинами в рядах 2σ=500 м;
–периметр залежи по внешнему контуру нефтеносности P=17,1 км.
Определим радиус кольца по внешнему контуру нефтеносности:
н = |
|
= |
17,1 |
|
= 2,722 км = 2722 м. |
|
2 |
2 ∙ 3,14 |
|||||
|
|
|
||||
Затем вычислим радиус первого, второго и третьего эксплуатационных рядов скважин по формулам:
|
|
|
= |
√ 2 |
− |
1 |
|
= √2,7222 − |
10,6 |
= 2,008 км = 2008 м; |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
1 |
|
|
н |
|
|
3,14 |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
= |
√ 2 |
− |
1 + 2 |
|
|
= √2,7222 − |
10,6 + 5,6 |
= 1,533 км = 1500 м; |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
2 |
|
|
н |
|
|
|
3,14 |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
= √ 2 |
− |
1 |
+ 2 + 3 |
= √2,7222 − |
10,6 + 5,6 |
+ 3,8 |
= 1,028 км = 1020 м. |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
3 |
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,14 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
консорциум н е д р а
Радиус третьего эксплуатационного ряда соответствует внутреннему радиусу кольца: R3=r.
3. При заданных расстояниях между скважинами определим количество эксплуатационных скважин в каждом ряду:
в первом
|
= |
2 1 |
= |
2 ∙ 3,14 ∙ 2008 |
|
= 25 скв. |
||
|
|
|
||||||
1 |
|
2 |
500 |
|
|
|||
|
|
|
|
|||||
во втором |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
2 2 |
|
= |
2 ∙ 3,14 ∙ 1500 |
= 19 скв. |
||
|
|
|
||||||
2 |
|
2 |
500 |
|
|
|||
|
|
|
|
|||||
в третьем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
2 3 |
|
= |
2 ∙ 3,14 ∙ 1020 |
= 12 скв. |
||
|
|
|
||||||
3 |
|
2 |
500 |
|
|
|||
|
|
|
|
|||||
Общее количество эксплуатационных скважин в целом по залежи составит
= 1 + 2 + 3 = 25 + 19 + 12 = 56 скв.
Общее количество скважин по залежи, определенное из условия тождества реальной и схематизированной
залежей, можно проверить равенством |
|
|
|
|
|
∙ 106 |
|
6,6 ∙ 106 |
|
= |
изв |
= |
|
= 56 скв. |
118 ∙ 103 |
118 ∙ 103 |
|||
Равенство соблюдается, это значит, что радиусы рядов скважин и количество скважин определены верно.
консорциум н е д р а
Скважин на залеже 56 ед.
консорциум н е д р а
Скважин в 1 ряду: 25 ед.
Скважин во 2 ряду: 19 ед.
Скважин в 3 ряду: 12 ед.
Рис.1.
4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.
Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис. 2):
Рис.2.
консорциум н е д р а
Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле
(3).
|
2,3 ∙106 |
|
lg |
−lg |
|
|
|
|
|
||
= |
|
|
( |
+1 |
|
) |
|
|
|
(3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
4 ∙86400 |
|
∆ +1−∆ |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
= |
2,3 ∙ 30 ∙ 4 ∙ 106 |
lg 59400 |
− lg 14400 |
) = 0,224 Д. |
||
|
|
|
|
|
|
( |
|
|
|||
|
|
|
|
|
4 ∙ 3,14 ∙ 1000 ∙ 86400 |
6,5 |
− 5,8 |
||||
Q – дебит жидкости, м3/сут; h – нефтенасыщенная мощность пласта, см; t – время, с; ∆P – рост давления за время t, атм.
По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность ξ:
|
|
|
|
|
|
0,224 |
|
|
|
|
см2 |
||
= |
|
|
|
= |
|
|
|
= 3087 |
|
. |
|||
( |
+ ) |
4(0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) |
с |
||||||||||
|
ж |
с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
= |
0,224 ∙ 1000 |
= 56 |
Дсм |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
4 |
|
сП |
|
|
||||||
5. Определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трех рядов без учета гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.
Определим приведенный контур питания для I этапа разработки формуле
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
в |
|
1 − |
в |
|
1 − |
в |
|
|
|
|
|
1 − |
|
в |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
ln = |
|
ln − |
|
н |
+ |
|
|
|
н |
|
ln |
− |
|
|
|
н |
ln ; |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
0 |
н |
к |
2 |
|
|
|
|
|
|
2 |
н.о. |
|
|
|
2 |
|
1 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
1 − |
( |
|
1 |
|
) |
|
|
( |
н.о.) |
|
− 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н.о. |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
консорциум н е д р а