История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

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.

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:

консорциум н е д р а

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):

Рис.2.

консорциум н е д р а

Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3).

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.

На I этапе расчет следует начинать с определения приведенного контура питания L0 по формуле

Затем можно рассчитать дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно систему уравнений интерференция для условий, когда Pc1=Pc2=Pc3:

Для удобства расчетов найдем сначала параметр

консорциум н е д р а

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:

10 ∙ 105 ∙ 0,174 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 == (4,707 3 + 1,941 3 + 3)40,625 ∙ 104 + 4,707 3 ∙ 5,32 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 111,8 м3/сут.

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

3 = 111,8 м3/сут.

консорциум н е д р а

2 = 1,941 ∙ 111,8 = 217,1 м3/сут.

1 = 4,707 ∙ 111,8 = 526,4 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 111,8 + 217,1 + 526,4 = 855,3 м3/сут.

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

ряду:

1 = 1/ 1 = 526,4/19 = 27,71 м3/сут;2 = 2/ 2 = 217,1/19 = 11,42 м3/сут;3 = 3/ 3 = 111,8/19 = 5,89 м3/сут.

6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. При определении приведенного контура питания на II этапе разработки в формулу приведенного контура питания вместо значения Lн.о.=1000 следует подставить значение

L1+L2=1000+500=1500, вместо Lк подставить Lк1=10000+500=10500 м, тогда:

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:

консорциум н е д р а

4 ∙ 106

3 = 268,4 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,941 ∙ 268,4 = 520,9 м3/сут.

Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за 100%:

На третьем этапе разработки приведенный контур питания составит:

консорциум н е д р а

Уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем так:

Ha III этапе:

консорциум н е д р а

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 19,6 + 15,9 + 35,4 = 70,9 лет.

8.Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. С этой целью определим сначала радиус укрупненной скважины:

для III этапа:

консорциум н е д р а