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 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.

Радиус контура питания R_к=10 км.

Скважины на залежи размещены кольцевыми рядами с расстоянием от начального контура нефтеносности до первого 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. Площадь между контуром нефтеносности и 1 рядом скважин F₁=10,6 км², между первым и вторым рядом F₂=5,6 км², между вторым и третьим рядом F₃=3,8 км².

Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр d_c = 20 см. Периметр по внешнему контуру нефтеносности Р = 17,1 км. Приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, r_пр = 10^-4 м. Давление на контуре питания Р_к = 170 атм, забойное давление на 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. 2.

37

Таблица 2

№ варианта	Дебит скважины, м3/сут	Время нахождения прибора на забое скважины, мин				Прирост забойного давления, атм.
		t1	t2	t3	t4	ΔP1	ΔP2	ΔP3	ΔP4
2	30	7	75	360	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
4	30	7	50	240	990	3,3	5,0	5,8	6,5
6	30	7	120	450	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
8	30	7	30	180	750	3,1	4,5	5,34	5,76
10	30	7	75	360	1200	3,1	5,0	5,5	5,3
12	30	7	15	150	540	2,9	3,7	4,84	5,04
14	30	7	50	240	990	2,9	4,5	4,9	5,1
16	30	7	120	450	1660	2,9	4,8	5,0	5,2
18	30	7	30	180	750	3,4	5	6,1	7
20	45	7	75	360	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
22	45	7	15	150	540	3,3	4,2	5,6	6,2
24	45	7	50	240	990	3,3	5,0	5,8	6,5
26	45	7	120	450	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
28	45	7	30	180	750	3,1	4,5	5,34	5,76
30	45	7	75	360	1200	3,1	5	5,5	5,9
32	45	7	15	150	540	2,9	3,7	4,84	5,04
34	45	7	50	240	990	2,9	4,5	4,9	5,1
36	45	7	120	450	1660	2,9	4,8	5,0	5,2
38	45	7	30	180	750	3,4	5	6,1	7
40	60	7	75	360	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
42	60	7	15	150	540	3,3	4,2	5,6	6,2
44	60	7	50	240	990	3,3	5,0	5,8	6,5
46	60	7	120	450	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
48	60	7	30	180	750	3,1	4,5	5,34	5,76
50	60	7	75	360	1200	3,1	5	5,5	5,9
52	60	7	15	150	540	2,9	3,7	4,84	5,04
54	60	7	50	240	990	2,9	4,5	4,9	5,1
56	60	7	120	120	1660	2,9	4,8	5	5,2
58	60	7	30	30	750	3,4	5	6,1	7,0
60	75	7	75	75	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
62	75	7	15	15	540	3,3	4,2	5,6	6,2
64	75	7	50	50	990	3,3	5,0	5,8	6,5
66	75	7	120	120	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
68	75	7	30	30	750	3,1	4,5	5,34	5,76

Продолжение таблицы 2

№ варианта	Дебит скважины, м3/сут	Время нахождения прибора на забое скважины, мин				Прирост забойного давления, атм.
		t1	t2	t3	t4	ΔP1	ΔP2	ΔP3	ΔP4
70	75	7	75	75	1200	3,1	5	5,5	5,9
72	75	7	15	15	540	2,9	3,7	4,84	5,04
74	75	7	50	50	990	2,9	4,5	4,9	5,1
76	75	7	120	120	1660	2,9	4,8	5,0	5,2
78	75	7	30	30	750	3,4	5	6,1	7
80	90	7	75	75	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
82	90	7	15	15	540	3,3	4,2	5,6	6,2
84	90	7	50	50	990	3,3	5,0	5,8	6,5
86	90	7	120	120	1660	3,3	5,5	6,1	6,7

В обоих вариантах контрольной работы необходимо выполнить следующее задание:

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: I задание – 25 %; II задание – 50 %;

на втором этапе – 50 %; – 75 %;

на третьем этапе – 75 %; – 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.