Главная страница
Навигация по странице:

  • Распределение образцов горных пород по коэффициенту проницаемости

  • 2 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов 2.1 Учет и отображение проницаемостной неоднородности пород

  • Обработки данных о коэффициенте проницаемости пласта

  • 2.2 Оценка соответствия теоретического распределения статистическому

  • Обработки данных фактического и теоретического законов распределения коэффициентов проницаемости пласта

    		•

    Решение задач по разработке нг месторождений. Решение. 2 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов


    Скачать 5.37 Mb.
    Название2 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов
    АнкорРешение задач по разработке нг месторождений
    Дата15.07.2022
    Размер5.37 Mb.
    Формат файлаrtf
    Имя файлаРешение.rtf
    ТипЛитература
    #631348
    страница1 из 3
      1   2   3



    СОДЕРЖАНИЕ
    Введение

    1 Исходные данные

    2 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов

    2.1 Учет и отображение проницаемостной неоднородности пород

    2.2 Оценка соответствия теоретического распределения статистическому

    3 Схематизации залежи круговой кольцеобразной формы

    4 Гидродинамические расчеты отборов жидкости из залежи при жестком водонапорном режиме

    4.1 Расчет уровня добычи жидкости и среднего дебита скважин 1 ряда до отключения

    4.2 Расчет уровня добычи жидкости и среднего дебита скважин 2 ряда после отключения 1 ряда

    4.3 Расчет уровня добычи жидкости и среднего дебита скважин 3 ряда после отключения 2 ряда

    5 Расчет процесса разработки нефтяной залежи и прогнозирование показателей разработки

    5.1 Расчет долей нефти в добываемой жидкости

    5.2 Расчёт безразмерного времени как функции Km

    5.3 Расчёт безразмерного времени как функции времени в годах при одновременной работе нескольких рядов скважин

    5.4 Расчет процесса обводнения рядов скважин и залежи

    ЛИТЕРАТУРА

    ВВЕДЕНИЕ
    В данном курсовом проекте приведен расчет процесса разработки гипотетической залежи по методике БашНИПИНефть. М.М. Саттаровым предложен метод расчета показателей разработки с учетом проницаемостной неоднородности пласта и различия в вязкостях нефти и вытесняющей воды.

    Метод расчета предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых ориентированы параллельно линиями тока. Проницаемость каждого прослоя по длине постоянна. Прослои различной проницаемости распределены по толщине пласта вероятностно. Характер обводнения не зависит от порядка расположения прослоев и последовательности перехода от одной проницаемости к другой. Важно лишь знать количество прослоев с той или иной проницаемостью, так как, в конечном счете, именно этим определяется соотношение между объемом добываемой нефти и воды.

    Вытеснение нефти по каждому прослою происходит поршнеобразно с некоторой предельной остаточной нефтенасыщенностью SОН, при которой относительная проницаемость для нефти равна нулю. Скорость вытеснения нефти водой в каждом прослое пропорциональна коэффициенту проницаемости прослоя. Взаимные перетоки жидкости между прослоями отсутствуют.

    Плотность и функция распределения проницаемости имеют вид распределения М.М. Саттарова:
    ;
    ,

    где к – коэффициент проницаемости пласта; а, К0 - параметры распределения.

    Принимается течение жидкости от нагнетательной к добывающей галерее.

    1 Исходные данные
    По данным геологоразведочных работ установлено, что залежь имеет форму, близкую к круговой. Считается, что на залежи целесообразно разместить 3 ряда действующих скважин: первые два ряда – кольцевые, третий – стягивающий.

    По картам начальной нефтенасыщенной толщины пласта подсчитаны объемы песчаников между рядами скважин и в целом по залежи.

    Основные характеристики залежи:

    Общий объем нефтенасыщенных пород, м3 - 173574000.

    Объем нефтенасыщенных пород, м3:

    - в пределах внутреннего контура нефтеносности, Vн - 125600000;

    - в пределах первого ряда, V1 - 74326000;

    - в пределах второго ряда, V2 - 25634000.

    Длина стягивающего ряда, м - 2000;

    Расстояние между рядами, м -500;

    Расстояние между скважинами, м -500.

    Количество скважин в рядах: n1 = 20; n2 = 13; n3 = 4.

    Ряд нагнетательных скважин расположен на внешнем контуре нефтеносности.

    На залежи пробурено 15 разведочных скважин, в которых определены значения нефтенасыщенной толщины пласта. Они оказались равными 11,0; 13,2; 15,2; 12,4; 7,2; 9,4; 9,0; 10,2; 11,4; 10,0; 11,8; 15,4;12,0; 10,7; 11,3 м.

    Коэффициенты проницаемости пластов были определены для 291 образца керна. Результаты этих определений приведены в таблице 1.1

    Таблица 1.1

    Распределение образцов горных пород по коэффициенту проницаемости

    Интервал изменения

    проницаемости, мкм2
    0,000-0,100

    0,101-0,200
    0,201-0,300
    0,301-0,400
    0,401-0,500
    0,501-0,600
    0,601-0,700
    0,701-0,800
    0,801-0,900

    Количество образцов
    23
    60
    100
    34
    20
    15
    12
    8
    6

    Интервал изменения

    проницаемости, мкм2
    0,901-1,000
    1,001-1,100
    1,101-1,200
    1,201-1,300
    1,301-1,400
    1,401-1,500
    Всего

    образцов



    Количество образцов
    4
    3
    2
    2
    1
    1
    291




    Свойства нефти, воды и продуктивного пласта, а также некоторые характеристики вытеснения нефти из пласта были исследованы в лабораторных условиях. Результаты этих исследований:

    Вязкость нефти н = 6 мПа.с;

    Вязкость воды в = 1,4 мПа.с;

    Давление насыщения Рнас = 9,5 МПа;

    Начальное пластовое давление Рпл = 18 МПа;

    Радиус скважин rс = 0,10 м;

    Коэффициент пористости m=22 %;

    Коэффициент вытеснения kвыт=69 %;

    Коэффициент нефтенасыщенности Sнн=85 %;

    Коэффициент сетки скважин kсет=95 %;

    Конечная обводнённость продукции 98,5 %

    2 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов
    2.1 Учет и отображение проницаемостной неоднородности пород
    При использовании статистических методов анализируемый параметр пласте принимается за случайную величину с определенной функцией распределения F(х), а имеющиеся результаты его измерений принимаются за выборку из генеральной совокупности данных, характеризующих пласт в целом.

    Для данной выборки определяем числовые характеристики, выбраем закон распределения и проверяем соответствие выбранного теоретического распределения фактическому.
    Таблица 2.1

    Обработки данных о коэффициенте проницаемости пласта

    Интервал измерения коэффициента проницаемости, мкм2

    Середины интервалов (Ki), мкм2

    Частота, m

    Частость, =m/n
    Ki
    (K-Ki)2
    (K-Ki)2
    B=Кi/K

    0,0-0,1
    0,05
    23
    0,0790
    0,0040
    0,0794
    0,0063
    0,0079

    0,1-0,2

    0,15
    60
    0,2062
    0,0309
    0,0331
    0,0068
    0,0206

    0,2-0,3
    0,25
    100
    0,3436
    0,0859
    0,0067
    0,0023
    0,0344

    0,3-0,4
    0,35
    34
    0,1168
    0,0409
    0,0003
    0,0000
    0,0117

    0,4-0,5
    0,45
    20
    0,0687
    0,0309
    0,0140
    0,0010
    0,0069

    0,5-0,6
    0,55
    15
    0,0515
    0,0284
    0,0476
    0,0025
    0,0052

    0,6-0,7
    0,65
    12
    0,0412
    0,0268
    0,1013
    0,0042
    0,0041

    0,7-0,8
    0,75
    8
    0,0275
    0,0206
    0,1749
    0,0048
    0,0027

    0,8-0,9
    0,85
    6
    0,0206
    0,0175
    0,2685
    0,0055
    0,0021

    0,9-1,0
    0,95
    4
    0,0137
    0,0131
    0,3822
    0,0053
    0,0014

    1,0-1,1
    1,05
    3
    0,0103
    0,0108
    0,5158
    0,0053
    0,0010

    1,1-1,2
    1,15
    2
    0,0069
    0,0079
    0,6695
    0,0046
    0,0007

    1,2-1,3
    1,25
    2
    0,0069
    0,0086
    0,8431
    0,0058
    0,0007

    1,3-1,4
    1,35
    1
    0,0034
    0,0046
    1,0367
    0,0036
    0,0003

    1,4-1,5
    1,45
    1
    0,0034
    0,0050
    1,2504
    0,0043
    0,0003

    Итого:
     
    291
    1,0000
    0,3359
    -
    0,0622
    -


    Математическое ожидание коэффициента проницаемости:
    мкм2
    где i – частость или эмпирическая вероятность случайной величины.

    Дисперсия случайной величины:

    мкм2
    Средне квадратическое отклонение:
    мкм2
    Коэффициент вариации случайной величины:

    Так как (К)=0,792>0,75 то выбираем закон распределения М.М. Саттарова
    2.2 Оценка соответствия теоретического распределения

    статистическому
    Плотность и функция распределения проницаемости имеют вид распределения М.М. Саттарова:



    где к – коэффициент проницаемости пласта; а, К0 - параметры распределения.
    мкм2
    В таблице 2.2 приведены расчеты статистического и теоретического законов распределения.

    Критерий согласия А.Н. Колмогорова вычисляется по формуле:

    где  - критерий согласия А.Н. Колмогорова; F – абсолютное значение максимальной разницы между теоретической и статистической функцией распределения; n - общее число определений параметра.

    Таблица 2.2

    Обработки данных фактического и теоретического законов распределения коэффициентов проницаемости пласта

    Интервал измер

    ения коэффициента проницаемости, мкм2
    Середи

    ны интервалов (Ki), мкм2
    Частота, m
    Частость, w=m/n
    Статич

    значение

    F(k)ст


    erf

    f(K)теор
    F(k)теор
     F(k)=

     F(k)ст - F(k)теор 

    0,0-0,1
    0,05
    23
    0,0790
    0,0790
    0,4726
    0,4937
    0,1905
    0,0671
    119

    0,1-0,2

    0,15
    60
    0,2062
    0,2852
    0,8185
    0,7538
    0,2111
    0,2810
    041

    0,2-0,3
    0,25
    100
    0,3436
    0,6288
    1,0567
    0,8661
    0,1744
    0,4756
    0,1532

    0,3-0,4
    0,35
    34
    0,1168
    0,7457
    1,2503
    0,9229
    0,132
    0,6273
    0,1184

    0,4-0,5
    0,45
    20
    0,0687
    0,8144
    1,4177
    0,9538
    0,0958
    0,7394
    0,0750

    0,5-0,6
    0,55
    15
    0,0515
    0,8659
    1,5673
    0,9736
    0,0677
    0,8219
    0,0440

    0,6-0,7
    0,65
    12
    0,0412
    0,9072
    1,7038
    0,9838
    0,0471
    0,8783
    0,0289

    0,7-0,8
    0,75
    8
    0,0275
    0,9347
    1,8302
    0,9903
    0,0324
    0,9178
    0,0169

    0,8-0,9
    0,85
    6
    0,0206
    0,9553
    1,9484
    0,9942
    0,0221
    0,9448
    0,0105

    0,9-1,0
    0,95
    4
    0,0137
    0,9690
    2,0598
    1,0000
    0,0149
    0,9666
    0,0024

    1,0-1,1
    1,05
    3
    0,0103
    0,9793
    2,1655
    1,0000
    0,01
    0,9775
    0,0018

    1,1-1,2
    1,15
    2
    0,0069
    0,9862
    2,2663
    1,0000
    0,0067
    0,9850
    0,0013

    1,2-1,3
    1,25
    2
    0,0069
    0,9931
    2,3628
    1,0000
    0,0045
    0,9900
    0,0031

    1,3-1,4
    1,35
    1
    0,0034
    0,9965
    2,4555
    1,0000
    0,003
    0,9933
    0,0032

    1,4-1,5
    1,45
    1
    0,0034
    1,0000
    2,5448
    1,0000
    0,002
    0,9956
    0,0044


    Из таблицы 2.2 выбираем Fmax=0,1532

    Таблица 2.3
      1   2   3

    написать администратору сайта