Найдем Q2, выраженное через Q3: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 104 |
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
ln |
3 + |
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ln |
10,20 ∙ 104 + |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
пр |
|
|
|
|
|
10,20 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
= |
( |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
) = ( |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
) = 2,005 ∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
3 |
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
10,81 ∙ 10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 10 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Определим Q1: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( + |
|
) ln |
1 |
+ ∙ |
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 3 |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 = |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
пр |
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(2,005 |
|
+ ) ln |
20,08 ∙ 104 |
|
+ 2,005 |
|
∙ |
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 104 |
|
|
10,20 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
|
|
3 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
= 4,313 ∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20,08 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Подставляя значения Q2 и Q1, выраженные через Q3, рассчитаем численное значение Q3: |
|
|
|
|
|
|
|
2 ( к − с1) |
= ( |
|
+ + ) ln |
0 |
+ ∙ |
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∙ 106 |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
2 |
|
3 |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
пр |
|
|
|
|
2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 |
(4,313 + 2,005 |
+ ) ln |
4071 |
|
|
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
== |
|
|
|
|
+ 4,313 |
∙ |
|
|
|
4 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2008 |
20,08 ∙ 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
3 |
|
|
3 |
|
|
3 |
|
3 = 451,4 м3/сут.
По найденному численному значению Q3 определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трех рядов скважин на залежи:
3 = 451,4 м3/сут.
2 = 2,005 ∙ 451,4 = 905,2 м3/сут.1 = 4,313 ∙ 451,4 = 1946,9 м3/сут.
азатем суммарный дебит трех рядов:
∑1 = 1 + 2 + 3 = 451,4 + 905,2 + 1946,9 = 3303,5 м3/сут.
Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100%, и дебит одной скважины в каждом ряду:
|
= |
2 |
|
∙ 100 = |
905,2 |
|
∙ 100 = 46,5%; |
|
|
|
|
1 |
|
|
1 |
1946,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
3 |
|
∙ 100 = |
451,4 |
∙ 100 = 23,2%; |
|
|
|
2 |
|
|
1 |
1946,9 |
|
|
|
|
|
1 = 1/ 1 = 1946,9/25 = 77,9 м3/сут;2 = 2/ 2 = 905,2/19 = 47,6 м3/сут;3 = 3/ 3 = 451,4/12 = 37,6 м3/сут.
Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. Для Q2 получим:
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 |
∙ 104 |
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
|
ln |
3 |
+ |
|
|
|
ln |
|
|
|
|
ln |
|
∙ 104 + |
|
|
|
= |
( |
3 |
пр |
) = |
( |
10,20 |
10,20 ∙ 104 |
) = 2,005 ∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
2 |
3 |
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
3 |
|
|
|
10,81 ∙ 10 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,00 ∙ 10 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:
|
2 ( к − с2) |
= ( |
+ ) ln |
0 |
+ ∙ |
|
ln |
|
|
|
|
|
|
∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
3 |
2 |
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
2 |
|
2 |
|
пр |
|
|
|
2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 |
(2,005 |
|
+ ) ln |
33,77 ∙ 104 |
|
|
10,81 ∙ 104 |
|
|
|
== |
|
|
|
|
|
+ 2,005 |
∙ |
|
4 ∙ 106 |
|
|
15,00 ∙ 104 |
15,00 ∙ 104 |
|
|
3 |
|
3 |
3 |
|
3 = 870,8 м3/сут,
а затем численное значение Q2:
2 = 2,005 ∙ 870,8 = 1746,4 м3/сут.
Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за
100%:
∑ 2 = 2 + 3 = 870,8 + 1746,4 = 2617,3 м3/сут.
|
= |
3 |
∙ 100 = |
870,8 |
∙ 100 = 49,9%; |
|
|
1746,4 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
2 = 2/ 2 = 1746,4/19 = 91,9 м3/сут;3 = 3/ 3 = 870,8/12 = 72,6 м3/сут.
Для III этапа разработки уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем
так:
2 ( к − с3) |
= |
(ln |
0 |
+ |
|
|
|
) |
∙ 106 |
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
н |
|
|
3 |
|
3 |
|
пр |
|
3 = |
|
|
2 ( к |
− с) |
|
; |
|
|
(ln 0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
+ |
ln |
) ∙ 106 |
н |
|
|
|
|
3 |
|
3 |
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 864003 = 27,50 ∙ 104 10,81 ∙ 104 6 = 1657,1 м3/сут.
4 ∙ (ln 10,20 ∙ 104 + 10,20 ∙ 104) ∙ 10
Дебит одной скважины в ряду на III этапе
3 = 3/ 3 = 1657,1/12 = 138,1 м3/сут.
Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки. На I этапе разработки:
|
|
1 |
∙ ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,5 ∙ 1,2 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
1 = |
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
== |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 8,1 лет. |
( 1 + 2 + 3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
50 |
|
|
|
∙ (1 − |
|
|
|
) ∙ ∙ 365 |
|
|
(1946,9 + 905,2 + 451,4) ∙ (1 − |
) ∙ 0,865 ∙ 365 |
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
100 |
|
На II этапе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 ∙ ∙ 106 |
|
|
|
|
1,85 ∙ 1,2 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
2 = |
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
== |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 10,8 лет. |
|
( 2 + 3) ∙ (1 − |
|
|
75 |
|
|
|
|
|
|
|
|
) ∙ ∙ 365 |
|
|
|
(1746,4 + 870,8) ∙ (1 − |
|
) ∙ 0,865 ∙ 365 |
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
Ha III этапе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
∙ ∙ 106 |
|
|
|
|
1,25 ∙ 1,2 ∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
3 = |
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
= 28,8 лет. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
90 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 ∙ (1 − |
|
|
) ∙ ∙ 365 |
1657,1 ∙ (1 − |
|
) ∙ 0,865 ∙ 365 |
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
100 |
|
Общий срок разработки залежи составит:
= 1 + 2 + 3 = 8,1 + 10,8 + 28,8 = 47,7 лет.
Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. Для I этапа расчет ведется по формуле:
|
|
∙ 106 |
|
|
2 |
|
1,5 ∙ 106 |
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
|
∆ = − |
в |
{∆ ∑ |
[ (− |
|
)]} == − |
|
{3303,5 |
[ (− |
|
)]} |
|
86400 ∙ 4 |
4 |
86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000 |
4 ∙ 3442 ∙ 8,1 ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
1 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
= 63,16 атм.
пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 63,16 = 116,84 атм.
На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:
|
|
|
в |
∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
∆ = − |
|
|
|
|
{∆ |
∑ |
|
[ (− |
|
|
|
)] + ∆ |
∑ |
[ (− |
|
|
|
)]} |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
86400 ∙ 4 |
|
|
1 |
|
|
4 ( 1 + 2) |
|
2 |
|
|
4 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= − |
1,5 ∙ 106 |
|
|
|
{3303,5 |
[ (− |
|
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
)] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000 |
|
|
|
|
|
4 ∙ 3442 ∙ (8,1 + 10,8) ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ (2617,3 − 3303,5) [ (− |
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
|
)]} = 64,29 атм. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3442 ∙ 10,8 ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
= |
− ∆ = 180 − 64,29 = 115,71 атм. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пл |
|
|
нач |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На III этапе – по формуле:
|
|
∙ 106 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|
∆ = − |
|
в |
∙∙ {∆ ∑ |
[ (− |
|
|
|
|
|
|
)] + ∆ |
∑ |
[ (− |
|
|
)] + ∆ ∑ |
[ (− |
|
|
)]} |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
86400 ∙ 4 |
|
|
1 |
|
4 ( 1 + 2 |
+ 3) |
|
|
2 |
|
|
4 ( 2 + 3) |
|
3 |
|
4 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= − |
|
|
1,5 ∙ 106 |
|
|
|
∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∙ {3303,5 |
[ (− |
|
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
|
|
)] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3442 ∙ (7,0 + 10,8 + 28,8) ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ (2617,3 − 3303,5) [ (− |
|
|
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
|
)] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3442 ∙ |
(10,8 + 28,8) ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ (1657,1 − 2617,3) [ (− |
|
|
(2,52 ∙ 105)2 |
|
)]} = 53,53 атм. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 ∙ 3442 ∙ 28,8 ∙ 3,15 ∙ 107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
= |
|
− ∆ = 180 − 53,53 = 126,47 атм. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пл |
|
нач |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. 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 ∙ 53,53 == 19,38 ∙ 104 м3 = 13,95 ∙ 104т .
а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:
∆ |
∙ 100 = |
19,38 ∙ 104 ∙ 0,865 |
∙ 100 = 2,54%. |
|
6,6 ∙ 106 |
и |
|
|
|
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 0,249 Д.
Общий срок разработки пласта составит 37,2 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 47,7 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.
На первом этапе срок разработки составит 7 лет, суммарный дебит скважин составляет 3304 м3/сут (2378,88 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 10,8 лет, суммарный дебит скважин 2617 м3/сут, приведенный радиус 3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.
На третьем этапе срок разработки составит 28,8 лет, суммарный дебит скважин 1657 м3/сут, пластовое давление 126,47 атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 138,1 м3/сут.
Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (50%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 3304 м3/сут Qн=3304*0,865*7*350=7002002 т нефти, при пластовом давлении 116,84 атм.
I задание
Вариант 21
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
консорциум н е д р а
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.
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.
t (мин) |
|
∆P (атм) |
|
t1 = |
7 |
∆P1 = |
3,4 |
t2 = |
50 |
∆P2 = |
5,3 |
t3 = |
240 |
∆P3 = |
6,3 |
t4 = |
990 |
∆P4 = |
7,2 |
Дебит скважины при этом составил Q=45 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 – 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):
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 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.
|
Здесь = |
н |
= |
0,865 |
= 1,2; |
= |
1 |
= |
1 |
= 0,832. |
|
|
0,720 |
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пл |
|
|
|
|
|
|
|
|
и = 22,0 ∙ 0,3 = 6,6 млн. т.
2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:
= |
и |
= |
6600000 |
= 56 скв. |
|
118000 |
|
|
|
|
|
|
скв |
|
|
|
|
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.
