История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

12 вариант.

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 5 км и ширину 4 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.

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.

консорциум н е д р а

Решение.

1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи по формулам (1) и (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 перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные; Qи – извлекаемые запасы нефти, т; Котд – коэффициент конечной нефтеотдачи.

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;

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:

Затем вычислим радиус первого, второго и третьего эксплуатационных рядов скважин по формулам:

Радиус третьего эксплуатационного ряда соответствует внутреннему радиусу кольца: R3=r.

консорциум н е д р а

3. При заданных расстояниях между скважинами определим количество эксплуатационных скважин в каждом ряду:

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

Равенство соблюдается, это значит, что радиусы рядов скважин и количество скважин определены верно.

консорциум н е д р а

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:

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

0 = 4,071 км.

Рассчитаем дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно систему уравнений интерференция при условии, что

Pc1=Pc2=Pc3:

консорциум н е д р а

Для удобства расчетов целесообразно предварительно определить численное значение параметра:

Из третьего уравнения найдем Q2, выраженное через Q3:

Из второго уравнения определим 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:

3 = 994,3 м3/сут.

консорциум н е д р а

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

3 = 994,3 м3/сут.

2 = 2,559 ∙ 994,3 = 2544,2 м3/сут.1 = 7,348 ∙ 994,3 = 7306,0 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 994,3 + 2544,2 + 7306,0 = 10845 м3/сут.

Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100%, и дебит одной скважины в каждом

ряду:

консорциум н е д р а