Схематизация реальной залежи с тремя линейными рядами
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
РК |
|
|
|
|
|
РК |
|
|
КП |
|
|
|
|
|
|
|
НКН |
|
|
|
|
|
|
LК=L1 |
|
|
|
|
LК=L1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТКН |
LН |
LН0 |
|
|
2σ1 |
|
2σ1 |
LН0 LН |
|
|
|
|
|
|
|
1 ряд |
|
|
|
|
РЛ1 |
РС1 |
2σ2 |
L2 |
|
L2 |
|
2σ2 |
РС |
|
|
|
|||||
|
|
2 ряд |
|
|
|
|
РЛ2 |
|
2σ3 |
L3 |
|
L3 |
2σ3 |
РС2 |
|
|
РС2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
3 ряд |
|
|
|
|
РЛ3 |
РС3 экранРС3 ТКН
б
НКН
КП
РН
а
Рис. 1
Схематизация реальной залежи с тремя линейными рядами
эксплуатационных скважин в виде полосовой: а - с двухсторонним питанием; б
- с односторонним питанием
Решение практической задачи достаточно полно изложено в работе [1, с. 7
– 9, № 6 – 9].
Для определения проницаемости пласта по результатам исследования скважины используется формула:
|
2,3 Q lg t |
i 1 |
lg t |
i |
|
|
|||
k |
|
|
|
|
|
|
(3) |
||
4 |
h |
P |
|
|
|||||
|
|
P |
|
||||||
|
|
|
|
|
i 1 |
i |
|
Дальнейшим этапом является приведение или схематизация неправильной геометрической формы, которую имеет естественная залежь, к правильной геометрической – полосовой, кольцевой или круговой, для которых наиболее полно в настоящее время разработаны методы гидродинамических расчётов [1, с. 95 – 101]. Решение практической задачи даётся в работе [3, с. 30 – 35, № 23 –
26 ].
Примеры схематизации формы залежей представлены на рис.1, 2.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
КП |
RН |
|
|
|
|
НКН |
|
|
ТКН |
RН0 |
|
|
|
|
1 ряд |
|
|
2 ряд |
RН |
LК=L1 |
3 ряд |
|
|
|
|
|
|
R1 |
LН0 |
|
|
|
R3 |
|
|
|
R2 |
|
РС3 |
|
LН |
|
2σ2 |
РС2
РС1
2σ3
РК
2σ1
Рис. 2
Схематизация реальной залежи с тремя батареями скважин в виде кольцевой
После схематизации формы залежи можно переходить к гидродинамическим расчётам по определению количественных показателей, характеризующих процесс разработки залежи во времени.
Расчёт следует начать с определения внешних и внутренних гидродинамических сопротивлений и приведённого контура питания с учётом различия вязкостей воды и нефти, а затем перейти к определению дебитов скважин, рядов и залежи в целом и времени разработки залежи. Этот материал в полном объёме изложен в работе [2, с. 91 – 130], а пример решения практических задач дан в работе [3, с. 3 – 5, № 2 – 3]. Для определения дебитов используется система управлений гидродинамической интерференции между рядами скважин и скважинами в рядах.
Если забойные давления в скважинах одного ряда отличаются от забойных давлений в скважинах другого ряда, система уравнений интерференции может быть представлена в следующем виде.
|
|
А. Полосовая залежь для трёх рядов скважин: |
|
||||||||||||||||||||||||||
1) |
|
Skh PK PC1 |
|
Q Q Q |
L Q |
ln |
|
|
; |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
3 |
|
0 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
2) |
|
Skh PС1 PC 2 |
Q2 Q3 L2 |
Q2 ln |
|
Q1 ln |
|
|
; |
(4) |
|||||||||||||||||||
|
|
|
r |
r |
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
||
3) |
|
|
Skh P |
|
P |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|||||
|
|
|
С 2 |
C 3 |
|
|
Q |
L |
|
ln |
|
|
|
Q |
|
|
ln |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
r |
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
3 |
3 |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
Б. Круговая залежь для трёх рядов скважин:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
1) |
|
2 кh PK PC1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R0 |
|
|
|
|
|
|
|
; |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
Q1 Q2 Q3 ln R |
Q1 R |
ln r |
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
1 |
|
|
П |
|
|
|
|
|||
2) |
2 kh PС1 PC 2 |
Q |
|
Q ln |
|
R1 |
Q |
|
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R |
|
|
r |
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
3 |
|
|
R |
2 |
|
|
|
2 |
2 |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
||||
|
Q1 |
|
|
|
|
ln |
|
|
|
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
R |
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3) |
|
2 kh P |
|
P |
|
|
|
|
R |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
||||||||
|
|
|
С 2 |
|
C 3 |
|
|
Q |
ln |
2 |
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
ln |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R |
r |
|
|
|
|
r |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
R |
|
|
|
|
|
|
2 R |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
П |
|
|
|
2 |
|
|
П |
|
где
S – длина залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, см; k –проницаемость, Дарси;
h– мощность пласта, см;
PК , PC1 , PC 2 , PC 3 ,– давление на контуре питания и забойные
давления в скважинах, соответственно 1, 2, 3 ряда, атм; μН – вязкость нефти, сП;
Q1 , Q2 , Q3 – дебит соответственно 1, 2, 3 ряда скважин, см3/с; L0 – приведённый контур питания, см;
– половина расстояния между скважинами, см;
rП – приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, см;
L1 , L2 , L3 – расстояния между рядами, см;
R0 – приведённый радиус контура питания, см;
R1 , R2 , R3 – соответственно радиусы 1, 2, 3 ряда скважин, см. Срок разработки залежи определяется по формуле
T QH .
Qi
(5)
(6)
Заключительным этапом решения задачи является определение динамики пластового давления на стенке укрупнённой скважины в процессе разработки залежи по формуле упругого режима
|
Q |
B |
|
|
R 2 |
. |
|
|
Р |
|
|
E |
|
|
(7) |
||
|
|
|
||||||
|
4 kh |
i |
|
|
|
|
||
|
|
|
4 ti |
|
|
Правомерность использования формулы упругого режима для оценки динамики пластового давления при изменении дебита скважины подробно рассматривается в работе [4, с. 87 – 99]. Пример решения практической задачи даётся в методическом пособии [5].
По окончании решения комплексной задачи студент должен проанализировать результаты расчёта и сделать выводы.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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 Котд = 0,30, Коэффициент нефтенасыщенности Кн = 0,85, удельный вес поверхностной разразированной нефти H = 0,865, удельный вес пластовой нефти пл = 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:
t мин |
P атм |
|
t1 |
7 |
P1 3,4 |
t2 |
13,3 |
P2 4,4 |
t3 |
133 |
P3 6,0 |
t4 |
540 |
P4 6,8 |
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 |
|||||||
Lк L1 10 км , от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин |
|||||||||||||||
расстояние |
Lн.о. 1000 м , от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние |
||||||||||||||
L L2 L3 500 м . |
Расстояние |
между |
скважинами |
2 500 м . |
|
Пробуренные |
|||||||||
скважины |
имеют |
внутренний |
диаметр |
dc 20 см . |
Приведённый |
радиус, |
|||||||||
учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, r |
|
10 4 |
м . |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пр |
|
|
|
Давление на контуре питания Pk |
170 атм , забойное давление в скважинах |
||||||||||||||
Pзаб 70 атм , |
начальное |
пластовое |
|
давление |
Pнач |
180 атм , |
|
коэффициент |
|||||||
сжимаемости |
пористой |
среды |
|
с |
10 5 |
1 атм , |
коэффициент |
|
сжимаемости |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
жидкости |
ж |
4,5 10 5 1 атм . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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;
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
проницаемость k ,
пьезопроводность ,
и гидропроводность k h 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.
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):
Qбал F h m Kн н ; |
(1) |
Qизв Qбал Kотд.. |
(2) |
|
где:
Qбал – 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.; ρпов.н. - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
θ - переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти 1/β; β - объёмный коэффициент; Котд. – коэффициент нефтеотдачи.
Qизв – извлекаемые запасы нефти, т;
Q 20 106 |
10 0,18 0,865 0,833 22 106 |
22 млн. т. |
|||||||||
бал |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Здесь |
н |
|
0,865 |
1,2 ; |
|
||||||
пл |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
0,720 |
|
|
||||
|
1 |
|
1 |
|
0,833 ; |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
Qизв 22,0 0,3 6,6 млн. т
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:
N Qизв 6600000 56 скв . Qскв 118000
Qскв – 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 1 3 , т. е. |
а |
1 |
|
, то естественную залежь следует схематизировать в |
|
3 |
|||
|
b |
|
||
|
|
|
виде полосообразной залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи.
LK – расстояние от контура питания до первого ряда скважин, LK 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 до третьего, |
L L2 L3 |
500 |
м ; 2 – |
расстояние между |
|||||
скважинами в рядах, 2 500 м . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Зная геометрические характеристики схематизированной полосовой |
|||||||||
залежи, найдём количество скважин в каждом ряду |
|
|
|||||||
|
n |
N |
|
56 |
19 скв , |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
C |
3 |
|
|
|
|
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 Qu1зв (здесь площадь нефтеносности S1 10 км 1,0 км 10 км2 )
Qизв1 10 106 10 0,18 0,85 0,865 0,833 0,3 3,3 млн. т ;
б) между первым и вторым рядом скважин
Qизв2 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:
|
|
Q3 |
Q2 1,65 млн. т . |
|
|
|
изв |
изв |
|
4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность |
||||
пласта. |
|
|
|
|
Для определения проницаемости построим график зависимости P f lg t |
||||
по результатам исследования разведочной скважины (рис. 3): |
||||
t1 |
7 мин 420 с ; |
P1 3,4 атм ; |
||
t2 |
13,3 |
мин 800 с ; |
P2 |
4,4 атм ; |
t3 |
133 |
мин 8000 с ; |
P3 |
6,0 атм ; |
t4 |
540 |
мин 32400 с ; |
P4 |
6,8 атм . |
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
P
Pi+1
Pi
α
А
lgt lgti lgti+1
Рис. 3
Кривая восстановления давления в скважине после её остановки
Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3):
|
|
|
|
2,3 Q 106 |
lg t |
i 1 |
lg t |
i |
|
|
|
|
2,3 90 4 106 |
|
|
|
|
||||||||
|
k |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
4 h 86400 |
|
|
|
|
|
P |
|
|
4 |
3,14 1000 864000 |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
P |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
i 1 |
i |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
lg 32400 lg 8000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,580 Д |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
6,8 - 6,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q – дебит жидкости, м3/сут; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, см; |
|
|||||||||||||||||||||||
|
t – время, с; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P – прирост давления за время t, атм. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта |
||||||||||||||||||||||||
|
и гидропроводность . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
k |
|
|
|
|
|
0,580 |
|
|
|
8011см |
2 |
|
, |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
m ж c |
|
0,18 4,5 10-5 |
10 5 |
|
|
с |
||||||||||||||||||
|
|
4 |
|
|
|
|
|
k h 0,580 1000 145 Дсм сП
4
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:
0 |
|
|
|
|
K |
|
L |
|
|
|
|
1,5 |
|
1000 |
|
|
1,5 |
|
|
|||
|
|
B |
|
|
н.о |
|
|
|
B |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
L |
|
|
L |
|
|
1 |
|
|
|
|
10000 |
|
|
1 |
|
|
|
|
4062,5 м . |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
H |
|
|
2 |
|
H |
4 |
|
|
2 |
|
|
4 |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Затем можно рассчитать дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно схему уравнений интерференции для условий, когда
РС1 РС 2 РС3 : |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
S k h PK PC1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q1 Q2 Q3 |
L0 Q1 |
|
|
|
|
; |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
H |
105 |
|
|
|
|
ln r |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
2) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
O Q2 |
Q3 |
L2 Q2 ln r |
|
|
Q1 ln r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
O Q |
L |
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
Q |
2 |
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
r |
|
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Для удобства расчётов найдём сначала параметр |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
250 |
|
ln |
|
|
250 |
|
|
|
|
10,817 104 . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
3,14 10 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
3,14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Из третьего уравнения определяем значение Q2 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
L3 |
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 10 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
10,817 104 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,46 |
Q |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
4 |
3 |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10,817 10 |
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
rп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
из второго уравнения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
Q |
|
Q |
L |
|
Q |
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
r |
|
|
|
1,46Q |
|
|
Q |
5 104 |
1,46Q |
|
10,817 10 4 |
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
2 |
|
3 |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
3 |
3 |
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10,817 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2,46 5 104 |
1,46 10,817 104 |
2,6 Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
10,817 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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 :
|
|
S k h PK |
Pзаб 86400 |
|
Q |
Q |
|
Q L |
|
Q |
ln |
|
; |
|
|
|||||
|
|
|
|
106 |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
H |
|
1 |
|
2 |
3 |
0 |
|
1 |
|
r |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
||
10 105 0,580 1000 170 70 86400 |
2,6Q 1,46Q |
|
Q |
|
|
|
|
3 |
|
|||||||||||
|
|
4 106 |
|
|
Q3 538м |
/ сут. |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
3 |
|
3 |
|
3 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
40,625 104 2,6Q 10,817 104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По найденному численному |
значению |
Q3 |
|
определяются численные |
значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трёх рядов скважин на залежи:
Q3 538м3 / сут.
Q2 1,46 538 785 м3 / сут ;
Q1 2,6 538 1400 м3 / сут ,
азатем суммарный дебит трёх рядов
Q Q1 Q2 Q3 1400 785 538 2723 м3 / сут .
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100% и дебит одной скважины в каждом ряду:
P |
|
Q2 |
|
|
100 |
|
|
785 |
|
100 55,2 % ; |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
1 |
|
|
|
Q1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1400 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
P |
|
Q3 |
|
|
100 |
|
|
|
538 |
100 38,5 % ; |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
2 |
|
|
|
|
|
Q1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1400 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
q |
Q1 |
|
|
|
|
1400 |
73,6 |
м3 / сут ; |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
1 |
|
|
|
|
|
n1 |
19 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
q |
|
|
Q2 |
|
|
|
785 |
|
|
|
41,3 |
м3 / сут ; |
|||||||||||
2 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
n2 |
19 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
q |
|
|
Q3 |
|
|
|
583 |
|
28,3 |
м3 / сут . |
|||||||||||||
3 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
n3 |
19 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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 Lн.о 1000
следует подставить значение L1 L2 |
|
1000 500 1500 , |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
вместо LK подставить LK1 10000 500 10500 м , тогда |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
B |
|
|
|
|
L2 |
L1 |
|
|
|
B |
|
|
1,5 |
|
|
|
|
1500 |
|
|
|
|
1,5 |
|
Составим |
|||||||||||
L |
0 |
|
|
|
L |
K1 |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
10500 |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
4406,25 м |
|||||||||
|
|
H |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
||||||||||
интерференции при одновременной работе двух рядов скважин и PC 2 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
1) |
|
Skh PK |
PC |
Q2 Q3 L0 |
|
|
|
|
|
|
|
; |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q2 ln r |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
||
|
|
|
2) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
O Q |
L |
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
Q |
2 |
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
уравнение
PC3 :
Из 2-го уравнения получим:
|
|
|
|
L |
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
rп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Q2 |
Q3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
5 104 |
|
|
|
п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Q |
|
Q |
10,817 104 |
1,46 Q . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
3 |
|
|
10,817 104 |
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Подставляя найденное значение Q2 |
в |
|
первое |
|
уравнение, |
|
определим |
|||||||||||||||||||||||
численное значение Q3: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
S k h PK PС |
86400 |
Q |
|
Q |
L |
|
Q |
ln |
|
|
; |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
3 |
|
0 |
|
2 |
r |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
||
10 105 |
0,58 1000 170 70 86400 |
1,46 Q Q 44,0625 10 |
4 |
|
|
|
3 |
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
4 106 |
|
|
|
Q3 |
1002 м |
/ сут , |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,46 Q3 10,817 104
азатем численное значение Q2 :
Q3 1002 м3 / сут
Q2 1,46 1002 1463 м3 / сут.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за 100%:
QII Q2 Q3 1463 1002 2465 м3 / сут
P Q3 100 1002 100 69 % Q2 1463
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
q II |
|
Q2II |
|
1463 |
77,5 м3 / сут ; |
q II |
|
Q3II |
|
1002 |
53 м3 / сут ; |
2 |
|
n2 |
19 |
|
3 |
|
n3 |
19 |
|
||
|
|
|
|
|
|
На третьем этапе разработки приведённый контур питания составит:
|
|
|
|
|
B |
|
|
|
|
|
|
|
|
L |
3 |
L |
2 |
L |
|
|
|
B |
|
|
1,5 |
|
|
|
L |
|
|
|
|
|
L |
|
|
|
|
|
|
1 |
1 |
|
|
|
|
|
|
11000 |
|
||||||
0 |
|
|
|
KII |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
H |
|
4 |
|
|
||||||
|
2000 |
|
|
|
1,5 |
4750 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
1 |
|
|
|
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит
рассчитываем так: |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
S k h PK |
PС |
86400 |
|
|
|
|
|
|
; |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Q3 L0 Q3 |
ln |
|
||||
|
|
|
106 |
|
|
r |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
S k h PK PС 86400 |
|
|
П |
|
|||||||
Q3 |
|
; |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
L |
|
ln |
|
|
106 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
|
|
10 10 |
5 0,580 1000 170 70 86400 |
2148 м3 |
/ сут . |
|||||||
|
|
|
4 |
47,5 104 10,817 104 106 |
||||||
|
|
|
|
|
||||||
Дебит одной скважины в ряду на III этапе |
||||||||||
q |
|
|
Q3III |
|
2148 |
113 м3 / сут , |
|
|
||
3 |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
n3 |
19 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
7. Определим время разработки залежи на каждом этапе по формуле (6) и общий срок разработки.
На I этапе разработки
t1 |
|
Q I |
106 |
|
|
|
|||||
|
H |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Q Q |
|
Q |
|
|
1 |
|
n |
|
365 |
|
2 |
3 |
|
|
|
|||||||
1 |
|
|
|
100 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
33 106 1,2 |
|
|
|
|
|
6,2 г ода |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
365 1400 785 538 1 |
|
|
|
0,865 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
На II этапе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
t2 |
|
Q II |
|
106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
изв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Q2 |
Q3 |
|
|
|
|
n |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
365 |
. |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
1,65 106 1,2 |
|
|
|
5,1 г ода |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
1463 1002 |
|
|
|
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
365 |
0,865 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|