Примеры решения задач

I задание

Условие задачи

На основе 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 2,1 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км², средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h = 10 м, пористость m = 18%, конечный коэффициент нефтеотдачи К_отд = 0,30, Коэффициент нефтенасыщенности К_н = 0,85, удельный вес поверхностной разразированной нефти = 0,865, удельный вес пластовой нефти= 0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Исследование разведочной скважины,

9

находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления показало следующие результаты:

При этом дебит скважины составил 90 м³/сут. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было

ориентировочно определено из расчёта 118 тыс. т извлекаемых запасов на 1 скважину.

С северной стороны залежи имеется экран, т. е. питание залежи одностороннее.

Скважины на залежи размещены тремя линейными рядами одинаковой длины с расстоянием от контура питания до первого ряда скважин , от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин расстояние, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние. Расстояние между скважинами. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр. Приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины,.

Давление на контуре питания , забойное давление в скважинах, начальное пластовое давление, коэффициент сжимаемости пористой среды, коэффициент сжимаемости жидкости.

Разработка залежи ведётся при жёстком водонапорном режиме без поддержания пластового давления.

1. Определить:

• балансовые и извлекаемые запасы нефти;

• количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи;

• проницаемость ,

• пьезопроводность ,

• и гидропроводность продуктивного пласта.

2. Произвести схематизацию залежи для проведения гидро- динамических расчётов.

3. Определить суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трёх рядов, с учётом и без учёта гидродинамического несовершенства скважин.

4. Определить:

• время первого и последующих этапов разработки при условии, что средняя за этап обводнённость продукции составит на первом этапе 25%, на втором – 50%, на третьем – 75%, а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени в течение каждого этапа;

• изменения давления на стенке укрупнённой скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи при условии, что мощность и проницаемость пласта в законтурной и нефтеносной областях равны;

• количество нефти, добытое за счёт упругой энергии, породы и жидкости.

Решение

1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи.

Расчёт запасов производится объёмным методом по формулам (1) и (2):

(1)

(2)

;

.

где:

Q_бал – балансовые запасы нефти, т;

F - площадь нефтеносности залежи, м²;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина залежи, м;

m - коэффициент пористости, д.ед. ;

α - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

ρ_пов.н. - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

θ - переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти 1/β;

β - объёмный коэффициент;

К_отд. – коэффициент нефтеотдачи.

Q_изв – извлекаемые запасы нефти, т;

11

Здесь ;

;

2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:

.

Q_скв – количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину.

3. Произведём схематизацию залежи.

Так как (по условию) отношение малой оси месторождения (а) к большой (в) менее , т. е., то естественную залежь следует схематизировать в виде полосообразной залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи.

–расстояние от контура питания до первого ряда скважин, ;– расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин,;– расстояние от первого ряда скважин до второго и от второго до третьего,;– расстояние между скважинами в рядах,.

Зная геометрические характеристики схематизированной полосовой залежи, найдём количество скважин в каждом ряду

,

где: N – общее количество скважин на залежи;

n – количество скважин в одном ряду;

С – количество рядов скважин, размещенных на залежи.

Определим извлекаемые запасы нефти, заключённые между рядами:

а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин (здесь площадь нефтеносности)

;

б) между первым и вторым рядом скважин

;

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

.

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис. 3):

; ;

; ;

; ;

; .

Рис. 3

Кривая восстановления давления в скважине после её остановки

13

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

где:

Q – дебит жидкости, м³/сут;

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, см;

t – время, с;

–прирост давления за время t, атм.

По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность.

,

5. Определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трёх рядов с учётом гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.

На I этапе расчёт следует начинать с определения приведённого контура питания L₀ по формуле:

.

Затем можно рассчитать дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно схему уравнений интерференции для условий, когда

1) ;

2) ;

3) .

Для удобства расчётов найдём сначала параметр

.

Из третьего уравнения определяем значение Q₂

из второго уравнения

Подставляя значения и, выраженные через, в первое уравнение, а также выражая левую часть первого уравнения в м³/сут, рассчитаем численное значение :

;

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

15

;

,

а затем суммарный дебит трёх рядов

.

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

;

;

;

;

.

6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. При определении приведённого контура питания на 2 этапе разработки в формулу приведённого контура питания вместо значения следует подставить значение,

вместо подставить, тогда

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин и :

1) ;

2) .

Из 2-го уравнения получим:

.

Подставляя найденное значение Q₂ в первое уравнение, определим численное значение Q₃:

;

,

а затем численное значение :

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

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

; ;

На третьем этапе разработки приведённый контур питания составит:

17

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

;

;

.

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

,

7. Определим время разработки залежи на каждом этапе по формуле (6) и общий срок разработки.

На I этапе разработки

На II этапе

.

На III этапе

Общий срок разработки залежи составит

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

.

Для I этапа расчёт ведётся по формуле

для II этапа

19

;

для III этапа

9. Определим отбор нефти за счёт упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле

,

а затем отбор нефти за счёт упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле: