История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений
.pdf
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»
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.
консорциум н е д р а
t (мин) |
|
∆P (атм) |
|
|
|
|
|
t1 = |
7 |
∆P1 = |
3,1 |
|
|
|
|
t2 = |
75 |
∆P2 = |
5 |
|
|
|
|
t3 = |
360 |
∆P3 = |
5,5 |
|
|
|
|
t4 = |
1200 |
∆P4 = |
5,3 |
|
|
|
|
Дебит скважины при этом составил Q=30 м3/сут.
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%;
консорциум н е д р а
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) |
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
консорциум н е д р а
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 ∙ 0,2552 = 22 ∙ 106 = 22 млн. т.
Здесь = |
н |
= |
0,865 |
= 1,2; |
= |
1 |
= |
1 |
= 0,2552. |
|
|
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 ∙ 0,2552 = 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 ∙ 0,2552 = 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 ∙ 0,2552 = 4,14 млн. т.
и3 = б3 ∙ отд = 4,14 ∙ 0,3 = 1,25 млн. т;
консорциум н е д р а
2. Произведем схематизацию залежи.
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:
1 = √ н2 − 1 = √2,7222 − 10,63,14 = 2,008 км = 2008 м;
консорциум н е д р а
|
= |
√ |
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 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
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
консорциум н е д р а
= 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.
Скважин в 1 ряду: 25 ед.
Скважин во 2 ряду: 19 ед.
Скважин в 3 ряду: 12 ед.
Рис.1.
консорциум н е д р а
4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.
Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис. 2):
Рис.2.
Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3).
|
2,3 ∙106 |
|
lg |
−lg |
|
||
= |
|
|
( |
+1 |
|
) |
(3) |
|
|
∆ +1 |
|
||||
|
4 ∙86400 |
|
−∆ |
|
|||
консорциум н е д р а