История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

(2,52 ∙ 105)2 + (1005,9 − 1090,1) [ (− 4 ∙ 3060 ∙ (12,5 + 27,8) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (906 − 1005,9) [ (− 4 ∙ 3060 ∙ 27,8 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 30,25 атм.

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 30,25 = 149,75 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 ∙ 30,25 == 10,95 ∙ 104 м3.

а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

10. Аналогичным образом определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трех рядов с учетом гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.

Для удобства расчетов найдем сначала параметр

консорциум н е д р а

Определяем значение Q2 и Q1:

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:

10 ∙ 105 ∙ 0,222 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = (2,601 3 + 1,462 3 + 3) ∙ 40,625 ∙ 104 + 2,601 3 ∙ 10,81 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 204,6 м3/сут.

По найденному численному значению Q3 определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трех рядов скважин на залежи:

консорциум н е д р а

3 = 3/ 3 = 820,6/19 = 43,2 м3/сут.

Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки.

На I этапе разработки:

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 16,2 + 13,3 + 30,6 = 60,1 лет.

Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. Для I этапа расчет ведется по формуле:

консорциум н е д р а

для III этапа:

консорциум н е д р а

1,5 ∙ 106

= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,222 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {1036,2 [ (− 4 ∙ 3060 ∙ (16,2 + 13,3 + 30,6) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (947,8 − 1036,2) [ (− 4 ∙ 3060 ∙ (13,3 + 30,6) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (816,2 − 947,8) [ (− 4 ∙ 3060 ∙ 30,6 ∙ 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:

консорциум н е д р а

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.

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.

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 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 – 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):

консорциум н е д р а