II 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 5 км и ширину 4,1 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, 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. Радиус контура питания .

Скважины на залежи размещены кольцевыми рядами одинаковой длины с расстоянием от начального контура

21

нефтеносности до первого ряда скважин расстояние, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние.

Расстояние между скважинами . Площадь между контуром нефтеносности и первым рядом скважинF₁=10,6 км², между 1 и 2 рядом F₂=5,6 км², между 2 и 3 рядом F₃=3,8 км². 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.

1. Определить:

• балансовые и извлекаемые запасы нефти;

• количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи;

• проницаемость ,

• пьезопроводность ,

• гидропроводность продуктивного пласта.

2. Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических 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;

• время первого и последующих этапов разработки при условии, что средняя за этап обводнённость продукции составит на первом этапе 50%, на втором – 75%, на третьем – 90%, 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 по формулам (1) и (2):

;

а также запасы нефти между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин:

;

;

;

между первым и вторым рядом:

;

;

;

между вторым и третьим рядом:

;

2. Произведём схематизацию залежи.

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

• –расстояние от контура питания до первого ряда скважин, ;

  23

  – 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, ;

• Р - периметр залежи по внешнему контуру нефтеносности, .

Определим радиус кольца по внешнему контуру нефтеносности по следующей формуле:

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

;

;

.

Радиус третьего эксплуатационного ряда соответствует внутреннему радиусу кольца:

3. При заданных расстояниях между скважинами определим количество эксплуатационных скважин в каждом ряду:

в первом

;

во втором

;

в третьем

.

Общее количество эксплуатационных скважин в целом по залежи составит

Общее количество скважин по залежи, определённое из условия тождества реальной и схематизированной залежей, можно проверить равенством

Если равенство соблюдается, то радиусы рядов скважин и количество скважин определены верно.

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

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

; ;

; ;

; ;

; .

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

По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность.

;

.

25

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.

Определим приведённый контур питания для I этапа разработки по формуле:

;

Рассчитаем дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно систему уравнений интерференции при условии, что Р_с1=Р_с2=Р_с3:

1)

;

2)

;

3)

.

Для удобства расчётов целесообразно предварительно определить численное значение параметра:

Из третьего уравнения найдём Q₂ выраженное через Q₃:

Из второго уравнения определим Q₁ :

Подставляя значения Q₂ и Q₁, выраженные через Q₃, в первое уравнение и выражая левую часть первого уравнения в м³/сут, рассчитаем численное значение Q₃:

По найденному численному значению Q₃ определяем численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трёх рядов скважин на залежи и суммарный дебит трёх рядов:

;

27

;

;

Определим процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит I ряда за 100 %:

;

.

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

;

;

.

5. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапах разработки.

На II этапе разработки приведённый контур питания определим по формуле:

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:

;

.

Из 2-ого уравнения получим:

Подставляя найденное значение Q₂ в первое уравнение, определим численные значения Q₃ и Q₂:

;

;

.

Далее определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит второго ряда за 100%:

;

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

29

;

.

Определим приведённый контур питания для III этапа разработки:

;

Составим уравнение интерференции при работе одного третьего ряда:

;

Дебит этого ряда:

;

Дебит одной скважины на III этапе:

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

На I этапе время разработки залежи:

;

,

На II этапе

На III этапе

Общий срок разработки залежи составит

6. Определим изменение пластового давления на стенке укрупнённой скважины на различных этапах разработки. На I этапе определяем изменение пластового давления по формуле (7). С этой целью определим сначала радиус укрупнённой скважины:

Тогда

;

31

;

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

Для третьего этапа изменение пластового давления определяем по следующей формуле:

7. Определим отбор нефти за счёт упругих свойств пластовых

жидкостей и нефтесодержащих коллекторов в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

,

.