33Контрольные домашние задания

I задание

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 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 разгазированной нефти γ_н = 0,865, удельный вес пластовой нефти γ _пл= 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 расчёта 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 L_к = 10 км, от начального контура нефтеносности до 1 ряда скважин L_н = 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 d_c = 20 см. Приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, r_пр = 10^-4 м. Давление на контуре питания Р_к = 170 атм, забойное давление в скважинах Р_заб = 70 атм, начальное пластовое давление Р_нач = 180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды β_с = 10^-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости β_ж = 4,5·10^-5 1/атм. Разработка залежи ведётся при жёстком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления приведены в табл. 1.

Таблица 1

№ варианта	Дебит скважины, м3/сут	Время нахождения прибора на забое скважины, мин				Прирост забойного давления, атм.
		t1	t2	t3	t4	ΔP1	ΔP2	ΔP3	ΔP4
1	30	7	50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
3	30	7	120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
5	30	7	30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
7	30	7	75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6
9	30	7	15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
11	30	7	50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
13	30	7	120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
15	30	7	30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
17	30	7	75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
19	45	7	15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
21	45	7	50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
23	45	7	120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
25	45	7	30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
27	45	7	75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6
29	45	7	15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
31	45	7	50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
33	45	7	120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
35	45	7	30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
37	45	7	75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
39	60	7	15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
41	60	7	50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
43	60	7	120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
45	60	7	30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
47	60	7	75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6
49	60	7	15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
51	60	7	50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
53	60	7	120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
55	60	7	30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
57	60	7	75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
59	75	7	15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
61	75	7	50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
63	75	7	120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
65	75	7	30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
67	75	7	75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6

35

Продолжение таблицы 1

№ варианта	Дебит скважины, м3/сут	Время нахождения прибора на забое скважины, мин				Прирост забойного давления, атм.
		t1	t2	t3	t4	ΔP1	ΔP2	ΔP3	ΔP4
69	75	7	15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
71	75	7	50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
73	75	7	120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
75	75	7	30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
77	75	7	75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
79	90	7	15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
81	90	7	50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
83	90	7	120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
85	90	7	30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
87	90	7	75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6