История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

1,5 ∙ 106

= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,782 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {10369 [ (− 4 ∙ 10804 ∙ (2,2 + 3,4 + 9,2) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (8214,6 − 10369) [ (− 4 ∙ 10804 ∙ (3,4 + 9,2) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (5201 − 8214,6) [ (− 4 ∙ 10804 ∙ 9,2 ∙ 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:

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

0,782 Д.

Общий срок разработки пласта составит 11,8 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 31,7 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 2,2 лет, суммарный дебит скважин составляет 3732,7 т/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 3,4 лет, суммарный дебит скважин 1478,6 т/сут, приведенный радиус 3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 9,2 лет, суммарный дебит скважин 374,5 т/сут, пластовое давление 126,47 атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 433,4 м3/сут.

Вывод: первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (50%), а при работе 56

скважин суммарный дебит скважин 3732,7 м3/сут Qн=3732,7*0,865*2,2*350=2486164,74 т нефти, при пластовом давлении

116,84 атм.

I ЗАДАНИЕ (ВАРИАНТ 15)

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

консорциум н е д р а

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:

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.

консорциум н е д р а

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):

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.

консорциум н е д р а

и = 22,0 ∙ 0,3 = 6,6 млн. т.

2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:

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 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:

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

Скважин на залежи:

56 скважин

Скважин в ряду:

Рис.1.

Определим извлекаемые запасы нефти, заключенные между рядами:

консорциум н е д р а

а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин Q1и (здесь площадь нефтеносности S1=10 км∙1,0=10 км2).

и1 = 10 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,85 ∙ 0,865 ∙ 0,833 ∙ 0,3 = 3,3 млн. т.

б) между первым и вторым рядом скважин:

и2 = 5 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,85 ∙ 0,865 ∙ 0,833 ∙ 0,3 = 1,65 млн. т.

в) поскольку площадь нефтеносности между первым и вторым рядом скважин равна площади нефтеносности между вторым и третьим рядом, следовательно, и извлекаемые запасы будут одинаковы:

и3 = и2 = 1,65 млн. т.

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис.

2):

консорциум н е д р а