Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4

• Название: 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
• Дата: 27.10.2022
• Размер: 2.71 Mb.
• Имя файла: Практика по разработке НГ месторождений.docx
• Тип: Закон; #757370
• страница: 3 из 11

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Нефтяная залежь имеет газовую шапку, окружена активной пласто­вой водой н характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта. Исходные параметры приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Таблица исходных параметров

Наименование исходных параметров	Значение
	1	2
Начальное пластовое давление равно давлению насыщения , МПа м3/м3
Нач. доля объема газовой шапки по отношению ко всему объему залежи в пределах контура нефтегазоносности α0	0.25	0.2
По данным лабораторных исследований установлено:
Нач. газосодержание нефти Г0, м3/м3	150	150
Нач. объемный коэффициент газаbго	0.006	0.006
Нач. объемный коэффициент нефти bно	1.475	1.475
Насыщенность порового объема связанной водой Scb	0.12	0.12
Среднее пластовое давление за определенный период эксплуатации снизилось до рпл. при котором:
Газосодержание нефти Г, м3/м3	125	125
Объемный коэффициент газа bг	0.0063	0.0063
Объемный коэффициент нефти bн	1.415	1.415
Объемный коэффициент воды bв	1.028	1.028
За этот период было добыто:
Безводной нефти Qн, м3	1.06∙106	1.06∙106
Газа Vг, м3	175∙106	185∙106
Воды Vв, м3	5∙104	6∙104
Причем количество законтурной воды, внедрив­шейся в залежь, составило W, м3	1.2∙106	1.1∙106

Определить на основе метода материального баланса [1,3]: начальные геологические запасы нефти Gн текущую нефтеотдачу η и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи S_н на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения p_н до текущего давления p_пл относительную эффективность отдельных видов энергии (газовой шапки, растворенного газа, активной пластовой воды) в вытеснении нефти – J_гш, J_рг, J_в.

РЕШЕНИЕ

1. 
   Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи:
   

(2.1)

2. 
   Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора:
   

м³/м³ (2.2)

3. 
   Составляем материальный баланс газа в залежи на момент времени, когда пластовое давление снизилось до величины p_пл н добыто количество газа :
   

(2.3)

где – оставшийся в залежи, приведенный к текущему пластовому давлению объем газа.

Оставшийся в залежи объем состоит из растворенного в нефти газа :

(2.3)

и свободного газа (шаховой шапки) :

.

4. 
   Решаем уравнение материального баланса (2.3) относительно :
   

. (2.4)

Введём обозначение:



Этот коэффициент можно условно назвать двухфазным объемным коэффициентом. Он характеризует изменение единицы объема нефти с растворенным в ней газом при снижении давления от текущего пластового до атмосферного. Получим расчетную формулу для определения начальных геологических запасов нефти :

м³.(2.5)

5. 
   За рассматриваемый период коэффициент нефтеотдачи при снижении пластового давления от p_н до p_пл (при этом было добыто нефти ) составил:
   

(2.6)

Определим значение текущей нефтенасыщенностн на конец указанного периода:

(2.7)

6. 
   Обратим внимание на то, что в выражении для начальных геологических запасов нефти первое слагаемое в числителе выражает общее количество добытых нефти и газа, приведенное к пластовым условиям при текущем пластовом давлении:
   

(2.8)

Преобразовать выражение (2.5):



Разделим левую и правую часть этого уравнения на (2.8):



Или

J_гш + J_рг + J_в = 1. (2.9)

Следовательно, можно определить долю участия отдельных видов пластовой энергии в общей добыче из залежи.

Доля участия газовой шапки в вытеснении нефти:



Доля участия активной пластовой воды в вытеснении нефти:



Доля участия растворенного газа в вытеснении нефти:

3. 
   РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ВЫТЕС НЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ
   

1. 
   Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи, работающей в условиях естественного водонапорного режима
   

Определить забойные давления в скважинах эксплуата­ционных рядов однородной по проницаемости н толщине пласта нефтя­ной залежи с прямолинейными рядами, работающей в условиях водона­порного режима. Схема участка залежи представлена на рис.3.1.



Рис. 3.1. Схема прямоугольного участка залежи, работающей 6 условиях естественного водонапорного режима

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Таблица исходных данных для расчета забойных давлений

Наименование исходныхпараметров			Значение
			1	2
Расстояние от контура питания пласта до первого эксплуатационного ряда	L1, м		300	310
Расстояние между рядами 1-2	L2, м		320	350
Расстояние между рядами 2-3	L3, м		330	340
Расстояние между скважинами в ряду:	2σ1, м		300	300
	2σ2, м		310	305
		2σ3, м	305	310
Число скважин в ряду:		n1	10	11
		n2	10	11
		n3	10	11
Радиус скважины		rc , м	0.1	0.1
Толщина пласта		h, м	9	10
Проницаемость пласта		k,. м2	9.0-10"13	9.0 1013
Вязкость нефти		µ, мПа∙с	4.5	4.5
Давление на контуре питания пласта		pк. МПа	15	16
Дебеты эксплуатационных скважин в рядах:			350	340
		q1, м3/сут
		q2, м3/сут	150	145
		q3, м3/сут	75	80

РЕШЕНИЕ

При решении задачи рекомендуется использовать метод эквива­лентных фильтрационных сопротивлений, основанный на принципе электрогидродинамической аналогии и законе фильтрации Дарси одно­родной несжимаемой жидкости в пористой среде. Этот метод устанав­ливает количественную связь между дебетами скважин, давлениями на их забоях и на контуре питания пласта. Согласно принципу электрогид­родинамической аналогии фильтрационная схема пласта заменяется эк­вивалентной ей электрической схемой. Тогда полное фильтрационное сопротивление реального потока жидкости заменяется несколькими эк­вивалентными (последовательными или параллельными) фильтрацион­ными сопротивлениями простейших потоков [1]. Для этого рассчиты­ваются Ωi - внешнее эквивалентное фильтрационное сопротивление i-ro ряда и 𝜔i - внутреннее эквивалентное фильтрационное сопротивление i- го ряда:

Па∙с/м³

(3.1)

Па∙с/м³

Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных рядах. с учетом баланса притока н отбора жидкости, составляется система уравнений интерференции рядов скважин путем обхода схемы сопротивлений от p_к до p_з

(3.2)

Система разрешается относительно неизвестных .

2.