Сборник задач по разработке нефтяных месторождений

личных моментов времени по формуле

1,2

зующие процесс разработки месторождения в первые 15 лет. На рис. 16 изображена кривая изменения накопленной добычи нефти от вре­ мени разработки залежи, построенная по данным этой таблицы.

Таблица 9

Д З а д а ч а 2.12К. Определить показатели разработки залежи нефти при упругом режиме пласта, когда нефть вытесняется к за­ боям скважин водой, поступающей из законтурной области. Ра­ диус условного контура нефтеносности, схематизированного ок­

держание Г0 = 145 м3/т. Проницаемость пород в нефтеносной ча­ сти пласта k = 0,38-10-12 м2, средняя толщина пласта h = 12 м, вязкость нефти в пластовых условиях |хн = 2,6 мПа-с. В водо­ носной области пласта коэффициент гидропроводности в 2,6 раза больше, чем в пределах залежи. Насыщенность порового объема пласта связанной водой ScB= 0,12. Коэффициент вытеснения

51

нефти водой, определенный по лабораторным исследованиям,

рованной нефти рн = 862 кг/м3, плотность воды рв = 1000 кг/м3. Объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении Ьно = 1,3.

Рассмотреть вариант разработки при следующих условиях. Залежь вводится в эксплуатацию в течение = 5 лет (157,7 10е с) при бурении скважин по равномерной сетке; средний дебит по жидкости одной скважины д1ж составляет 0,82-10_3 м3/с. При этом достигается максимальней дебит, равный 8,5 % от началь­ ных геологических запасов нефти в залежи. Коэффициент, учиты­ вающий влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу, а =

=0,026-10-4 скв/м2.

Ук а з а н и е . Расчет показателей разработки выполнить по

методике, изложенной в задаче 2.11 К.

З а д а ч а 2.13К. Определить основные показатели разработки нефтяной залежи, если после достижения максимального отбора жидкости к моменту окончания разбуривания в течение t... = 5 лет динамика отбора жидкости в последующий период описывается уравнением

<7ж(/) = «и (/0 0 при

Исходные сведения о залежи даны в условиях задачи 2.12К. Таким образом, на второй стадии разработки дебит жидкости

убывает по линейному закону с темпом а п, значение которого определяется при следующих условиях: дебит жидкости умень­ шается в 2 раза в течение 15 лет с момента достижения его макси­ мума.

У к а з а н и е . Из условий задачи следует, что залежь разра­ батывается с изменяющимся дебитом жидкости как в период ввода скважин в эксплуатацию, так и в последующее время. Следова­ тельно, изменение среднего давления в залежи определяют с по­ мощью формулы (2.10). Для периода понижения добычи жидкости безразмерное время находят по формуле

ботки залежи нефти при упругом режиме. Исходные данные при­ ведены в задаче 2.12К. Рассмотреть вариант разработки со следую­ щими показателями. Во время разбуривания скважины дебит жид­ кости увеличивается по линейному закону, затем поддерживается

52

за 19 лет разработки дебит жидкости уменьшается до значения,

в2,8 раза меньшего максимального.

Ук а з а н и е . Из условий задачи следует, что время разра­ ботки залежи разбивается на три периода, характеризующихся различной динамикой добычи жидкости. В течение первого периода при t < дебит жидкости нарастает по линейному закону с тем­

и расчетной неоднородности пласта на характеристику процесса обводнения продукции скважин в зависимости от относительной

добычи нефти QH= Q JNH. Установить корреляционную связь между параметрами р, и а, характеризующими процесс обводнения,

ирасчетной неоднородностью V\.

Ук а з а н и е . Для исследований необходимо выбрать не­ сколько участков на площади залежи или несколько залежей, ха­ рактеризующихся различными коллекторскими свойствами. Раз­ работка может осуществляться как при естественном обводнении, так и при закачке воды в пласт. По данным промысловых наблю­ дений строится зависимость обводненности v от относительного

отбора нефти Q„. Для углубленного анализа следует построить такие зависимости по каждой скважине. Полученные данные ап­ проксимируются в первом приближении прямыми линиями. Пред­ ставляет интерес аппроксимация зависимостью

Q H (V )

По каждой кривой определяют коэффициент, характеризующий процесс вытеснения нефти водой, по формуле

ji = рв/р,,я,

где а — коэффициент, учитывающий особенности коллекторских свойств и течения разных фаз в пласте. Этот коэффициент должен, видимо, изменяться в процессе разработки. Характер этого измене­ ния представляет определенный интерес. Для установления кор­ реляционной связи между коэффициентом а и расчетной неодно­

родностью пласта V\ необходимо иметь результаты гидродинами­ ческих исследований скважин с целью определения коэффициента гидропроводности, профилей притока и количества поглощаемой жидкости по скважинам.

Расчетную неоднородность пласта в пределах выбранных для анализа участков залежи устанавливают с помощью коэффициен­ тов вариации, характеризующих зональную и послойную неодно­ родность пласта.

53

§ 4 . Р А З Р А Б О Т К А Н Е Ф Т Я Н Ы Х М Е С Т О Р О Ж Д Е Н И Й П Р И Р Е Ж И М Е Р А С Т В О Р Е Н Н О Г О Г А З А

В тех случаях, когда давление в процессе разрабо!ки залежи па­ дает ниже давления насыщения, в пласте развивается режим раст­ воренного газа (РРГ). При этом режиме вытеснение нефти из пласта обусловлено выделением из нефти и последующим расширением растворенного в ней газа. Вследствие высокой подвижности газа эффективность режима растворенного газа невелика, а нефтеот­ дача редко превышает 15 %. Показатели РРГ часто становятся базовыми при определении сравнительной эффективности различ­ ных методов воздействия на пласт. В задаче 2.16К определяют показатели разработки залежи при режиме растворенного газа в условиях постоянного давления на забое добывающей скважины, а в задаче 2.20К при постоянной депрессии на пласт. Задачи 2 .17К— 2.19К и 2.21К—2.22К — варианты задач 2.16К и 2.20К соответст­ венно. Задачи 2.22Н—2.24Н предназначены для учебной научноисследовательской работыстудентов.

З а д а ч а 2.16К. Определить основные показатели разработки залежи нефти при режиме растворенного газа. Площадь залежи <$ = 2,512< 107 м2. Скважины расположены на площади равномерно по треугольной сетке с расстоянием I — 380 с; приведенный радиус скважины гс = 0,1 м; забойное давление в добывающих скважинах рс — 1 *Ш® Па; начальное пластовое давление ра = 7-10® Па; дав­

и количества растворенного в нефти газа от давления представлены на рис. 18.

Радиус области дренирования для каждой скважины при тре­ угольной сетке вычисляют по формуле

Чп--

R*— **— =0325, 1

где Rb — условный радиус зоны дренирования скважины, м (#?к =

-0.525-380 = Ш м). Площадь зоны дренирования

<Sc

где Sc — площадь зоны дренирования, м2 (S^ = 3^114-ЖИ2 =

= 125 000 м 2}.

Тогда число скважин на залежи составит

ш —

Рис. 18. Зависимости вязко­ сти, объемного коэффициента и газосодержания нефти от давления

где п — общее число скважин, эксплуатирующих залежь, п —

=(2,512-107)/(1,256-105) = 200.

Для определения нефтенасыщенности на контуре в зависимости

от давления воспользуемся следующей формулой [10]:

где slK+ 1— насыщенность на контуре на шаге i -г 1, доли единицы; Г — среднее значение газового фактора при изменении давления от р‘к до рк+ 1, м3/м3; Гр — растворимость газа в нефти при р,‘{,

м3/м3; Рг(рк) — плотность газа при давлении рк,1 кг/м3; рг0 — плот­ ность газа при давлении 1-105 Па, кг/м3.

Среднее значение газового фактора вычисляют по формуле

где Ф (SK) — отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти (определяют по таблицам); р,- = (р« + Рк+ *)/2; j-iH (Pi) — вязкость нефти при давлении ру-, мПа-с; рг (р/) — вязкость газа при дав­

лении р/, мПа-с.

Вязкость газа с изменением давления меняется незначительно и ее можно при расчетах считать постоянной. Предполагая, что газ, растворенный в нефти, идеальный, можно записать:

рг (р)/рго = р/Ю5 Па.

55

Т огда ф орм улы (2 .19) и (2 .20) прим ут вид

Так как фазовая проницаемость для нефти при начальной не­ фтейасьиценности равна абсолютной, то считают, что нефтенасы-

Отбором нефти за счет упругого запаса со снижением давления от начального пластового до давления насыщения можно прене­ бречь. Следовательно, рк = рн. Если при построении зависимости от Рк использовать шаг, равный 2 - 105 Па, то для р2к = 5,8-10° Па

лолучим

Ьн ( Р с р ) М-н (Р с р)

56

57

Из результатов расчетов (табл. 10) следует, что общий срок эксплуатации зоны дренирования одной скважины составит 4,47' 10* с, или 517,5 сут (1,418 года).

№*№„ ЦГЛШЙШдайЗЙНИИЙ) % №Ш№&Ш№& Ш Ш К .

,Щш ш ящ вт здааш шфшоддачу [раюмитышшг НИ) фадом^ше

(Щё % = щ ф гаш доа ш. й-ш шшс, деаш едишмдо..

Накопленная добыча на каждом шаге

Подставив в формулу (2.26) значения, соответствующие давле­

Qi = 2,11 - 1010 • 0,02715 = 5,729 • 108; tx = 8,22-105 с.

Для рк = 5,5 МПа получим

0,9354*1,18

0,06142;

1,176

QH= 2,11*1010 • 0,06142 = 1,3* 109;

^2 = 8,22-105 сЧ12,1 • 105 с = 20,32* 10:> с.

Результаты расчетов динамики добычи нефти при режиме раст­ воренного газа сведены в табл. 11 и на рис. 19. Эти данные соот­ ветствуют одновременному вводу в эксплуатацию всех скважин.

Таблица 11

59

г

Чн.т/оут

Рис. 20. График динамики добычи нефти

Суммарная добыча нефти за весь срок разработки составит

Добыча нефти возрастает до тех пор, пока первая добывающая скважина не выйдет из эксплуатации (1,42 года). В дальнейшем введению в эксплуатацию очередной скважины будет соответст­ вовать окончание работы другой. Поэтому в основной период раз­ работки добычу нефти можно считать постоянной. Падение добычи нефти начнется после бурения последней добывающей скважины. Период падения добычи будет равен сроку эксплуатации одной скважины (1,42 года). Таким образом, график изменения добычи нефти т времени будет иметь вид равнобедренной хранении (рис. Ш)и Для определения уровня стабилизированной добычи

нефти составим следующее уравнение:

(2^,—-24)—<Q,fIS

Тогда

при режиме расшаренное таза..

Пшщадь залежи $ — 1*75-MF м4; число) оиважшш на залежи ш^ 2Щ; средняя теиишина шипаста к = 1S щ; нршшедамшй радиус шважншт п*= ©„Щ м;; забойнее давление в добывающих скважи­ нам ! ©„SШЫ,; начальное шластоюое давление р® — 11JS ШИа;; давление насшйеивдя р,(— Ш„2 iwfftta,, шюршктесть шипаста ш — ©Л;

т