История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 4,6 + 3,7 + 8,6 = 16,9 лет.

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

для II этапа:

консорциум н е д р а

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

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 0,788 Д.

Общий срок разработки пласта составит 15,6 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 16,9 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 4,6 лет, суммарный дебит скважин составляет 3684,7 м3/сут (2652,99 т/сут), приведенный контур питания 4062,5 м, пластовое давление составило 154,03 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 ряда по 19 скважин в ряду.

На втором этапе срок разработки составляет 3,7 лет, суммарный дебит скважин 3370,5 м3/сут, приведенный контур питания 4406,25 м, пластовое давление – 152,30 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 8,6 лет, суммарный дебит скважин 2918,1 м3/сут, пластовое давление 152,05 атм, приведенный контур питания 4750 м, дебит одной скважины 153,6 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (25%),

а при работе 56 скважин дебит составил 3684,7 м3/сут (2652,99 т/сут) Qн=3684,7*0,865*4,6*350=5131497,46 т при пластовом давлении

154,03 атм.

I ЗАДАНИЕ (ВАРИАНТ 19)

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

консорциум н е д р а

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.

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=45 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

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.

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 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:

консорциум н е д р а

= = 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

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