книги / Сборник задач по разработке нефтяных месторождений

Вытеснение нефти и газа водой непоршневое. Относительные проницаемости для нефти kH(s) и воды kB(s) имеют вид

Для совместной фильтрации нефти и воды s* = 0,85; sx = 0,5. Для газа и воды относительные проницаемости выражаются сле­ дующим образом:

В каждый элемент нефтяной части пласта закачивается вода с рас­ ходом q = 200 м3/сут, а в элемент газоконденсатной части пласта—

срасходом ql = 475 м3/сут.

Врассматриваемом варианте условно принимается, что разра­ ботка каждого элемента в газоконденсатной части месторождения прекращается в момент начала обводнения получаемой из него продукции.

Требуется определить изменение во времени добычи нефти, кон­ денсата, газа и воды, обводненности продукции и текущей нефте­ отдачи для элемента разработки и месторождения в целом за пе­ риод в 32 года.

Р е ш е н и е . Расчет процесса разработки как нефтяной, так и газоконденсатной частей месторождения будем производить на основе теории непоршневого вытеснения нефти водой по методике,, использованной в задаче 3.13 К.

Следуя этой методике, найдем вначале значения коэффициентов а и Ь, входящих в зависимости относительных проницаемостей для нефти, газа и воды от водонасыщенности.

Для нефтяной части месторождения имеем, считая, что

M l) = 1,

Из условия равенства значений проницаемостей для воды, оп­

15L

или

60,0924 = 0,825; а = 8,93.

Аналогично, для фильтрации газа и воды получаем 6 = 0,972; а = 11,45.

Построим зависимости / (s) для нефтяной и fr (s) для газоконденсат­ ной частей месторождения. График f (s) при jiBuH= 0,5 показан

на рис. 60, а при p jp r = 50 — на рис. 61.

Следуя методике, изложенной в задаче 3.1ЗК, определим водо-

насьпценность на фронте вытеснения нефти водой. В соответствии с графическим методом определения SQ согласно рис. 60 получаем, что SB = 0,475, / (SB) = 0,86. На основе зависимости f (s), показан­

ной на рис. 60, построим по методу графического дифференцирова­ ния зависимость / ' (s). Эта зависимость в наиболее важном для дальнейших расчетов диапазоне изменения s показана на рис. 61.

Момент времени, когда элемент разработки начинает обводняться, определяется по формуле

mb hi

чГЫ

Для нефтяной части месторождения

152

При t > t * имеем

mbhl

Задавая различные значения времени t по последней формуле, определяем / ' (s), а по графику /' (s), показанному на рис. 61,—зна­

чения s. По графику, приведенному на рис. 60, определяем / (s) = v 3. По методике (см. задачу 3.13К)

\ q Hs(t) dt

____ о_________

3mbh0l (1 — sCB)

Втабл. 36 приведены значения qm, qB3, v3 и т]э для различных моментов времени.

Таблица 36

155

Таблица 37

Таблица 38

154

W 3М3/с 300Г

и текущей нефтеотдачи по месторождению в целом проводится также по методике, изложенной в задаче 3.13К. В табл. 37 пока­ зана добыча нефти по группам элементов (25 элементов в каждой группе), вводимых в разработку за каждые 1,6 года, а также до­ быча нефти по месторождению в целом в различные моменты вре­ мени, а в табл. 38 — добыча воды.

На рис. 62 показано изменение во времени добычи нефти, об­ водненности продукции и текущей нефтеотдачи по месторождению в целом. Из этого графика видно, что добыча нефти резко возрас­ тает, достигает максимума при t = 8,0 лет, т. е. в момент оконча­ ния разбуривания и обустройства месторождения, и тут же начи­ нает так же быстро снижаться.

Обводненность продукции по месторождению в целом до t = = 9,4 года равна нулю, а затем резко нарастает, примерно до 0,87 при t — 16 лет, и затем изменяется плавно.

Время г начала обводнения элемента в газоконденсатной ча­ сти месторождения определим следующим образом:

Поскольку, согласно рис. 63, sBr = 0,75, f (sBr) = 0,94, то

0,94

1,382.

0,75 — 0,07

Тогда

0.23-1000-24-1200-0,864-Ю5

8,715-108 с = 27,6 года.

475-1.382

155

Рис. 63. Зависимость /г (s) для газо­ насыщенной части месторождения

Рис. 64. Изменение добычи газа во времени

В каждый элемент газоконденсатной части пласта закачивается вода с расходом q1 = 475 м3/сут. При постоянном пластовом дав­ лении рпл = 20 МПа из пласта можно отбирать с таким же темпом газ вместе с конденсатом. Определим объем газа вместе с конденса­ том, отбираемый в единицу времени из элемента пласта при стан­

^ = 475*260 = 0,123-106 м3/сут.

Добыча газа вместе с конденсатом из группы в пять элементов, вводимых в разработку за каждые 1,6 года, составит qr5 = 0,123- 106-5 = 0,6310е м3/сут, в том числе добыча конденсата qK =

= 630 м3/сут.

Изменение во времени добычи газа вместе с конденсатом по месторождению показано на рис. 64, из которого видно, что до момента времени t = 8,0 лет добыча газа и конденсата непрерывно возрастает до 3089 м3/сут, т. е. до 1,13 млрд, м3 в год. Такая добыча газа вместе с конденсатом продолжается до момента времени t = = 27,2 года. Затем она снижается. Максимальная годовая добыча конденсата по месторождению в целом составит, соответственно 1,13 млн. м3.

Оценим газоконденсатоотдачу при разработке газоконденсат­ ной части месторождения с использованием заводнения. Учитывая принятое условие прекращения эксплуатаций элементов в газо­ конденсатной части месторождения после их обводнения, газокон­ денсатоотдачу месторождения определим по отдельному элементу.

156

Угэ = 0,23•1000•30• 1200.0,93 = 7,7- 10е м3.

Таким образом, газоконденсатоотдача в каждом элементе составит

рабатывается с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин как в нефтяной, так и в газоконденсатной частях.

Площадь нефтеносности составляет 2000-104 м2, длина одного элемента I = 500 м, ширина b = 400 м.

Площадь газоконденсатной части месторождения 8000-104 м2,

цессе разработки с применением заводнения постоянным как в неф­ тяной, так и в газоконденсатной частях.

Вязкость нефти в пластовых условиях рн = 10 мПа-с; вяз­ кость газа с растворенным в нем конденсатом рг = 0,02 мПа-с; общая толщина пласта h0 = 30 м; коэффициент охвата пласта за­ воднением г)2 в нефтяной части пласта составляет 0,7, а в газокон­ денсатной части 0,8; пористость пласта в обеих частях т = 0,25;

157

\SCB /

—0,9', sx = 0,6.

Расход воды, закачиваемой в элемент нефтяной части место­ рождения, q = 173 м8/сут, а в элемент газоконденсатной части — qx = 518 м3/сут. Как и в предыдущей задаче, принимается условие прекращения эксплуатации элементов с момента начала обводне­ ния добываемой из них продукции.

Требуется определить изменение во времени добычи,нефти, газа, конденсата и воды, обводненности продукции, нефтеотдачи и газоконденсатоотдачи для соответствующих элементов системы разра­ ботки и месторождения в целом.

У к а з а н и е . При решении данной задачи используют пол­ ностью методику решения предыдущей задачи.

§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

В задачах 4.11—4.14 приведены примеры определения предельных безводных и безгазовых дебитов скважин при разработке нефтега­ зоконденсатных месторождений. Используется при этом прибли­ женная методика расчета конусообразования, основанная на упро­ щенной теории фильтрации жидкости со свободной поверхностью.

З а д а ч а 4.11. Скважина, эксплуатирующая нефтяную ото­ рочку нефтегазовой залежи, вскрывает пласт таким образом, что верхние перфорационные отверстия находятся по вертикали на расстоянии h0 = 5 м от газонефтяного контакта, а вся вскрытая

нием семиточечной схемы расположения скважин при расстояниях между ними 2сгс = 500 м. Радиус скважины гс = 0,1 с.

Требуется определить условный предельный безгазовый дебит скважины.

Р е ш е н и е . Известно, что при эксплуатации скважин, распо­ ложенных в подгазовых частях нефтегазовых месторождений, мо­ гут образовываться «газовые конусы».

При решении рассматриваемой задачи используем приближен­ ную методику расчета конусообразования, основанную на упро­ щенной теории фильтрации жидкости со свободной поверхностью.

Приближенно считая, что давление в каждом цилиндрическом сечении пласта определяется высотой столба нефти в данном се-

158

чении, для безгазового дебита нефти получаем следующее выра­ жение:

ставляя в приведенную формулу значения входящих в нее вели­ чин, получаем

10—3-2,Я lg 500/0,1

=14,3 м3/сут.

За д а ч а 4.12. Начальный предельный безгазовый дебит сква­ жины, вскрывающей нефтенасыщенную толщу нефтегазовой за­

лежи. должен составлять qH— 10 м3/сут. Для обеспечения добычи нефти с наиболее низким газовым фактором («безгазовой нефти») вскрытие пласта осуществляется таким образом, что верхние пер­ форационные отверстия находятся ниже первоначального поло­ жения газонефтяного контакта (рис. 65). Начальная толщина нефте­ насыщенной части пласта составляет hK = 12 м; Ду = 7 103 Н/м3;

159

З а д а ч а 4.13. Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефтенасыщенной толщи (рис. 66). При этом расстояние от верх­ них перфорационных отверстий до первоначального положения газо­ нефтяного контакта составляет hQ= 5 м. На таком же расстоянии отстоят нижние перфорационные отверстия от первоначального положения водонефтяного контакта.

Расстояние от скважины до условного контура питания гк = = 300 м; радиус скважины гс = 0,1 м; проницаемость пласта к =

разделенные горизонтальной плоскостью 4, проходящей через се­ редину интервала перфорации. Для первой зоны будем находить, соответственно, начальный безгазовый, а для второй — начальный безводный дебит. Исходя из примененной приближенной теории конусообразования, для предельного безгазового дебита имеем выражение

<7т

Соответственно, формула для предельного безводного дебита имеет вид

Я»2

Полный предельный безгазово-безводный дебит нефти qH опре­ деляется следующим образом:

Яп = Я«1 + Я«г

Используя первую из приведенных формул и учитывая, что hK =

160