История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений
.pdf
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 104 |
10,81 ∙ 104 |
|
||||||||||||
|
|
|
|
ln |
3 + |
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
ln 10,20 ∙ 104 + |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
3 |
пр |
|
|
|
|
10,20 ∙ 104 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
= |
( |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
) = |
( |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
) = 2,005 ∙ |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
2 |
3 |
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
3 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 10 |
4 |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
2 |
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3: |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
2 ( к − с2) |
= ( |
+ |
) ln |
0 |
+ ∙ |
|
|
|
ln |
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
3 |
|
2 |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|
пр |
|
|||
|
2 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 |
(2,005 3 + 3) ln |
|
33,77 ∙ 104 |
10,81 ∙ 104 |
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
== |
|
|
+ 2,005 3 ∙ |
|
||||||||||||||
|
|
|
4 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 104 |
15,00 ∙ 104 |
|||||||||||||||||
3 = 780,9 м3/сут,
а затем численное значение Q2:
2 = 2,005 ∙ 780,9 = 1566,1 м3/сут.
Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда
за 100%: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∑ |
|
= |
+ |
|
= 780,9 + 1566,1 = 2347 м3 |
/сут. |
||||||
2 |
|
2 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
= |
3 |
∙ 100 = |
780,9 |
∙ 100 = 49,9%; |
|
|||||
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
1566,1 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду: |
|
|
|
|||||||||
|
|
= / |
|
= 1566,1/19 = 82,4 м3 |
/сут; |
|||||||
|
|
2 |
|
2 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= / |
3 |
= 780,9/12 = 65,1 м3 |
/сут. |
|
|||||
|
|
3 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
консорциум н е д р а
Для III этапа разработки уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем так:
2 ( к − с3) |
= (ln |
0 |
+ |
|
|
|
|
) |
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||
∙ 106 |
|
|
3 |
|
|
|
|
||||||||
н |
|
|
|
|
|
3 |
|
3 |
|
пр |
|
||||
3 = |
|
|
|
2 ( к |
− с) |
|
|
|
|
; |
|
||||
|
|
0 + |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
(ln |
ln |
|
|
) ∙ 106 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
н |
|
3 |
3 |
|
|
пр |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
= |
2 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 |
= 1486 м3/сут. |
||||
|
||||||
3 |
|
27,50 ∙ 104 |
|
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
4 ∙ (ln |
+ |
) ∙ 106 |
|||
|
10,20 ∙ 104 |
10,20 ∙ 104 |
||||
|
|
|
|
|
||
Дебит одной скважины в ряду на III этапе
3 = 3/ 3 = 1486/12 = 123,8 м3/сут.
Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки. На I этапе разработки:
|
|
|
|
1 |
∙ ∙ 106 |
|
|
|
|
3,5 ∙ 1,2 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|||||||
1 |
= |
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
== |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 9,0 лет. |
|
( 1 + 2 + 3) ∙ (1 − |
|
|
|
|
|
|
|
50 |
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
) ∙ ∙ 365 |
|
|
(1745,9 + 811,8 + 404,8) ∙ (1 − |
|
) ∙ 0,865 ∙ 365 |
|||||||||||||
|
100 |
|||||||||||||||||||||
|
|
100 |
||||||||||||||||||||
На II этапе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
2 ∙ ∙ 106 |
|
|
|
|
1,85 ∙ 1,2 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
2 |
= |
|
и |
|
== |
|
|
|
|
|
|
|
= 12,0 лет. |
|||||||
|
|
( 2 + 3) ∙ (1 − |
|
|
|
75 |
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
) ∙ ∙ 365 |
(1566,1 |
+ 780,9) ∙ (1 − |
|
) ∙ 0,865 ∙ 365 |
|
|
|||||||||||
|
|
|
100 |
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
100 |
|
|
||||||||||||||||
Ha III этапе:
консорциум н е д р а
|
3 |
∙ ∙ 106 |
|
1,25 ∙ 1,2 ∙ 106 |
|
||||||
3 = |
и |
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
= 32,2 лет. |
|
|
|
|
90 |
|
|
|||||
|
3 ∙ (1 − |
|
|
) ∙ ∙ 365 |
|
1486 ∙ (1 − |
|
) ∙ 0,865 ∙ 365 |
|
||
|
|
100 |
|
|
|||||||
|
|
|
100 |
|
|||||||
Общий срок разработки залежи составит:
= 1 + 2 + 3 = 9,0 + 12,0 + 32,2 = 53,2 лет.
Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах
разработки. Для I этапа расчет ведется по формуле: |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
∙ 106 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
∆ = − |
|
|
в |
|
{∆ ∑ |
[ (− |
|
|
)]} = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
1 |
86400 ∙ 4 |
|
1 |
|
4 1 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
= − |
1,5 ∙ 106 |
|
|
{2962,4 [ |
(− |
(2,52 ∙ 105)2 |
)]} = 63,16 атм. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000 |
|
|
|
4 ∙ 3087 ∙ 9,0 ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
||||||
|
|
|
|
|
||||||||
пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 63,16 = 116,84 атм.
На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:
|
|
|
|
в |
∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
∆ = − |
|
|
|
{∆ ∑ |
[ (− |
|
|
|
|
)] + ∆ ∑ |
[ |
(− |
|
|
)]} |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
2 |
|
86400 ∙ 4 |
|
|
1 |
|
|
4 ( 1 + 2) |
2 |
|
|
4 2 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
= − |
|
1,5 ∙ 106 |
|
|
|
|
{2962,4 [ |
(− |
|
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
|
|
)] |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000 |
|
|
|
|
4 ∙ 3087 ∙ (9,0 + 12,0) ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
+ (2347 − 2962,4) [ |
(− |
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
|
|
)]} = 64,29 атм. |
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3087 ∙ 12,0 ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 64,29 = 115,71 атм.
На III этапе – по формуле:
консорциум н е д р а
|
|
∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|||
∆ = − |
|
в |
∙∙ {∆ ∑ |
[ (− |
|
|
|
|
)] + ∆ ∑ |
[ (− |
|
|
)] + ∆ ∑ |
[ (− |
|
|
)]} |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
3 |
86400 ∙ 4 |
|
|
1 |
|
|
|
4 ( 1 |
+ 2 + 3) |
2 |
|
|
4 ( 2 + 3) |
3 |
|
4 3 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
= − |
|
|
1,5 ∙ 106 |
|
|
|
|
∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
∙ {2962,4 |
[ (− |
|
|
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
)] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3087 ∙ |
(7,8 + 12,0 + 32,2) ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
+ (2347 − 2962,4) [ (− |
|
|
|
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
)] |
+ (1486 − 2347) [ (− |
|
(2,52 ∙ 105)2 |
)]} |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3087 ∙ (12,0 + 32,2) ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
4 ∙ 3087 ∙ 32,2 ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
= 53,53 атм.
пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 53,53 = 126,47 атм.
9. 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 ∙ 53,53 == 19,38 ∙ 104 м3.
а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:
∆ |
∙ 100 = |
19,38 ∙ 104 ∙ 0,865 |
∙ 100 = 2,54%. |
|
|
6,6 ∙ 105 |
|
||
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 0,224 Д.
Общий срок разработки пласта составит 41,3 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 53,2 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.
На первом этапе срок разработки составит 7,8 лет, суммарный дебит скважин составляет 2962,4 м3/сут, приведенный радиус 4071 м, пластовое давление составило 116,84 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 кольцевых ряда по 25, 19 и 12 скважин в ряду.
На втором этапе срок разработки составляет 12 лет, суммарный дебит скважин 2347 м3/сут, приведенный радиус 3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.
На третьем этапе срок разработки составит 32,2 лет, суммарный дебит скважин 1486 м3/сут, пластовое давление 126,47 атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 123,8 м3/сут.
Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (50%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 2962,4 м3/сут
Qн=2962,4*0,865*7,8*350=6995559,48 т нефти, при пластовом давлении 116,84 атм.
Вариант 7
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 ширину 2 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h=10 м, пористость
консорциум н е д р а
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
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.
С северной стороны залежи имеется экран, т. е. питание залежи одностороннее. Скважины на залежи размещены линейными рядами с расстоянием от контура питания до первого ряда скважин Lк=10 км, от начального контура нефтеносности до 1 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. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc=20 см. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, 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 = |
75 |
∆P2 = |
5,2 |
t3 = |
360 |
∆P3 = |
6,0 |
t4 = |
1200 |
∆P4 = |
6,6 |
Дебит скважины при этом составил Q=30 м3/сут.
Необходимо выполнить следующее:
консорциум н е д р а
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
идебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, без учета
ис учетом гидродинамического несовершенства скважин; б) время первого этапа разработки и последующих при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит
на первом этапе – 25%;
на втором этапе – 50%;
на третьем этапе – 75%,
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.
Расчет запасов производится объемным методом 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.
2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:
= и = 6600000 = 56 скв.скв 118000
Qскв – количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину.
3. Произведем схематизацию залежи.
Так как (по условию) отношение малой оси месторождения (а) к большой (b) менее 1/3, т. е. a/b<1/3, то естественную залежь следует схематизировать в виде полосообразной залежи (рис. 1). При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи:
Lк – расстояние от контура питания до первого ряда скважин, Lк=10000 м; Lн.о. – расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин, Lн.о.=1000 м; L=L2=L3 – расстояние от
консорциум н е д р а
первого ряда скважин до второго и от второго ряда до третьего, L=L2=L3=500 м; 2σ – расстояние между скважинами в рядах, 2σ=500 м.
Зная геометрические характеристики схематизированной полосовой залежи, найдем количество скважин в каждом ряду:
= = 563 = 19 скв.
где N – общее количество скважин на залежи; n – количество скважин в одном ряду; C – количество рядов скважин, размещенных на залежи.
консорциум н е д р а