История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

10 ∙ 105 ∙ 0,265 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 == (1,462 3 + 3)44,0625 ∙ 104 + 1,462 3 ∙ 10,81 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 460,7 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,462 ∙ 460,7 = 673,8 м3/сут.

Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за

100%:

∑ 2 = 2 + 3 = 460,7 + 673,8 = 1134,5 м3/сут.

4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 982,2/19 = 51,7 м3/сут.

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

консорциум н е д р а

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 13,5 + 11,1 + 25,6 = 50,2 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

1,5 ∙ 106

= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,265 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {1240,2 [ (− 4 ∙ 3662 ∙ (13,5 + 11,1 + 25,6) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1134,5 − 1240,2) [ (− 4 ∙ 3662 ∙ (11,1 + 25,6) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (982,2 − 1134,5) [ (− 4 ∙ 3662 ∙ 25,6 ∙ 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

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

0,265 Д.

Общий срок разработки пласта составит 46,5 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 50,2 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 13,5 лет, суммарный дебит скважин составляет 1240,2 м3/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 11,1 лет, суммарный дебит скважин 1134,5 м3/сут, приведенный контур питания 4406,25 м, пластовое давление – 152,30 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 25,6 лет, суммарный дебит скважин 982,2 м3/сут, пластовое давление 152,05 атм, приведенный контур питания 4750 м, дебит одной скважины 51,7 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (25%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 1240,2 м3/сут Qн=1240,2*

0,865*13,5*350=5068852,425 т нефти, при пластовом давлении 154,03 атм.

20 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

консорциум н е д р а

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=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 – 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.

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

консорциум н е д р а

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,

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;

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:

консорциум н е д р а

–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 = 2 = 217,1∙ 3,14 = 2,722 км = 2722 м.

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

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

консорциум н е д р а

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

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

консорциум н е д р а