Курсвой проект РиПНМ_Баклей-Леверетта. Курсовой проект по дисциплине Разработка и проектирование нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Разработка и проектирование нефтяных месторождений
• Дата: 12.11.2022
• Размер: 0.99 Mb.
• Имя файла: Курсвой проект РиПНМ_Баклей-Леверетта .docx
• Тип: Курсовой проект; #784682
• страница: 4 из 5

РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ПО МЕТОДУ БАКЛЕЯ-ЛЕВЕРЕТТА.

1. 
   Общие положения.
   

Непоршневое вытеснение нефти водой – это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация [8,9].



Рисунок 3.1 «Схематизация непоршневого вытеснения нефти водой»

Насыщенность: 1- водой, 2 – нефтью

• 
  S_но – остаточная нефтенасыщенность,
  
• 
  S_св – начальная насыщенность связанной водой
  

Все известные методики расчёта процесса разработки нефтяных месторождений с учётом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации «двухфазной фильтрации» неоднородных жидкостей. В данном курсовом проекте рассмотрена двухфазная фильтрация на примере вытеснения нефти водой из элемента однорядной схемы расположения скважин, происходящему в сечениях элемента, находящихся на значительном удалении от самих скважин, где характер движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей близок к прямолинейному [8,9].

2. 
   Краткое математическое описание процесса вытеснения нефти водой «модель двухфазной фильтрации Баклея- Леверетта».
   

Запишем систему уравнений, характеризующую двухфазный поток и дополним её функцией, описывающей разность давлений в фазах (капиллярное давление) [9]:

(3.1)

где k, и – проницаемости абсолютная и относительная (фазовая) по нефти и воде соответственно;

– коэффициенты динамической вязкости нефти и воды;

коэффициенты плотности нефти и воды;

α – угол наклона пласта к горизонтали (угол падения пласта);

капиллярное давление;

безразмерная функция Леверетта, определяемая экспериментально;

коэффициент межфазного натяжения на границе нефть-вода;

ϴ угол смачивания вытесняющей фазой поверхности породы (угол, образуемый касательной к поверхности воды в точке касания её с породой и поверхностью породы).

Считаем, что жидкости и пористая среда несжимаемы ( . Тогда, проведя ряд математических преобразований, получим уравнение неразрывности для водной фазы [9]:





Физический смысл функции Баклея-Леверетта – это доля воды в двухфазном потоке жидкости в пористой среде. На этой основе далее в курсовом проекте будет рассмотрена «модель двухфазной фильрации Баклея-Леверетта».

Оценка необходимости учета капиллярных сил показывает, что в масштабе расстояния между скважинами, капиллярными силами можно пренебречь. Также можно пренебречь гравитационными силами, следовательно, условимся, что α → 0. Тогда запишем уравнение (3.2) в следующем виде:



Решив это уравнение, можно определить изменение насыщенности во времени по пласту (в данном случае между нагнетательной и добывающей скважиной). Для решения этого уравнения необходимо записать начальное и граничное условие:



Решение этого уравнения выглядит следующим образом:



Таким образом получена функция, характеризующая изменение координаты x c водо-насыщенностью s во времени.

С целью расчёта был выбран участок №10 Ярактинского месторождения, разрабатываемый горизонт С2, на котором рассмотрим методику вычисления технологических показателей разработки с использованием модели непоршневого вытеснения.

3. 
   Пример расчёта технологических показателей разработки участка №10 Ярактинского месторождения с использованием модели непоршневого вытеснения.
   
   1. 
      Исходные данные
      

Участок №10 Ярактинского месторождения разрабатывается с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной схемы участка №10 имеет ширину b = 500 м и длину l = 500 м. Разрабатываемый коллектор участком №10 имеет следующие параметры: толщина h = 20 м, коэффициент пористости m = 0.12, начальная насыщенность связанной водой вязкость нефти в пластовых условиях , вязкость воды в пластовых условиях , коэффициент охвата заводнением по толщине горизонта

Рассчитать:

• 
  Накопленную добычу нефти, воды, жидкости по разрабатываемому участку по годам разработки;
  
• 
  Обводненность добываемой жидкости по годам разработки;
  
• 
  Накопленный водонефтяной фактор по годам разработки;
  
• 
  Коэффициент нефтеотдачи по годам разработки по разрабатываемому участку;
  
• 
  Время разработки участка (безводного и водного периодов).
  

По данным лабораторных исследований вытеснения нефти водой установлено, что остаточная нефтенасыщенность после многократной промывки образца горной породы водой равна , а зависимость изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде в зависимости от текущей водонасыщенности имеет вид [8]:



– безразмерные параметры, определяемый методом корреляции Кори и равные соответственно 1.688 и 2.589. Согласно технико-экономическим обоснованиям, норма отбора жидкости из одной добывающей скважины q = 180 , а конечная обводненность добываемой продукции .

2. 
   Последовательность проведения расчетов
   

На первом этапе все расчёты проводят для одного элемента пласта [8].

1. 
   Определяют водонасыщенность пласта к моменту завершения процесса разработки по формуле (3.3.1):
   

2. 
   Для точного построения графической зависимости функции Баклея-Леверетта F(S) от значений водонасыщенности определим интервал изменения текущей водонасыщенности по формуле (3.3.2) таким образом, чтобы количество точек на графике было не менее 20.
   

3. 
   Определяем значение фазовых проницаемостей по воде и нефти при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности согласно системе уравнений (3.7)
   
4. 
   По формуле (3.3) определяем функцию Баклея-Леверетта.
   
5. 
   Определяем дифференциал от функции Баклея-Леверетта по формуле (3.3.3):
   

Для удобства все расчёты по пунктам 2-5 сведём в таблицу 3.1 «Зависимость функции Баклея-Леверетта и дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности».

Таблица 3.1 «Зависимость функции Баклея-Леверетта и дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности».

N п/п
1	0.23	0	1	0	0.080820651
2	0.25	0.00210738	0.875641657	0.0016164	0.217413871
3	0.27	0.00679017	0.761261483	0.0059647	0.382090753
4	0.29	0.01346241	0.656546664	0.0136065	0.597539575
5	0.31	0.0218786	0.561177146	0.0255573	0.883308477
6	0.33	0.03188627	0.474825037	0.0432235	1.261139668
7	0.35	0.04337721	0.397153894	0.0684463	1.753585249
8	0.37	0.05626882	0.327817912	0.103518	2.378447627
9	0.39	0.07049498	0.266460959	0.1510869	3.136989762
10	0.41	0.08600103	0.212715434	0.2138267	3.994458272
11	0.43	0.10274065	0.166200889	0.2937159	4.856681694
12	0.45	0.12067384	0.126522335	0.3908495	5.558433175
13	0.47	0.13976558	0.09326814	0.5020182	5.891426401
14	0.49	0.15998478	0.06600733	0.6198467	5.688866658
15	0.51	0.18130359	0.044286048	0.733624	4.930742197
16	0.53	0.20369686	0.027622735	0.8322389	3.782967491
17	0.55	0.22714167	0.015501248	0.9078982	2.521529857
18	0.57	0.25161705	0.007360381	0.9583288	1.401961586
19	0.59	0.27710367	0.002576321	0.9863681	0.576986276
20	0.61	0.30358364	0.000428187	0.9979078	0.104610653
21	0.63	0.33104034	4.72353E-10	1	1.587301584

6. 
   С троим график зависимости функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности .
   

График 3.1 «Зависимость функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности »

7. 
   На графике 3.1 проводим касательную линию от к зависимости от и определяем значения и , где – водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, – значение функции Баклея-Леверетта на фронте вытеснения нефти водой. Проведя интерпретацию графика 3.1 были получены значения: = 0.55, = 0.90789823.
   
8. 
   Определяем дифференциал функции Баклея-Леверетта, соответствующий значению водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой по формуле (3.3.4):
   

9. 
   Определяем время безводной эксплуатации добывающей скважины по формуле (3.3.5):
   

10. 
    Определяем водный период разработки элемента залежи.
    

Предположим, что при t > фронт вытеснения нефти водой существует как фиктивный, т.е. кажущийся фронт вытеснения при r > .

Исходя из этого предположения, вытекает следующее соотношение для добычи продукции скважины за водный период времени:



где кажущаяся водонасыщенность за пределами элемента залежи.



Таким образом, получена взаимосвязь между функцией Баклея-Леверетта, полученной по фазовым проницаемостям по нефти и воде на основе лабораторных экспериментов по вытеснению, и фактическим временем разработки элемента залежи за водный период эксплуатации.

11. 
    Строят график зависимости дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности .
    

График 3.2 «Зависимость дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности »

12. 
    Зададим временной интервал (один год) разработки элемента залежи за водный период эксплуатации.
    
13. 
    По формуле (3.3.6) определим дифференциал функции Баклея-Леверетта за водный период разработки элемента залежи.
    
14. 
    По графику 3.2 определяем кажущуюся водонасыщенность за водный период разработки элемента залежи по годам разработки.
    
15. 
    По графику 3.1 определяем функцию Баклея-Леверетта F(S) от кажущейся водонасыщенности за водный период разработки элемента залежи по годам разработки.
    

Для удобства все расчёты по пунктам 12-15 сведём в таблицу 3.2 «Зависимость функции Баклея-Леверетта и дифференциала функции Баклея-Леверетта от кажущейся водонасыщенности».

Таблица 3.2 «Зависимость функции Баклея-Леверетта и дифференциала функции Баклея-Леверетта от кажущейся водонасыщенности».

N п/п				t, годы	=7,31/t
Разработка элементов залежи за безводный период эксплуатации
1	0.23	0	0	0
2	0.25	0.001616	0.080821	1
3	0.27	0.005965	0.217414	2
4	0.29	0.013607	0.382091	2.575068
Разработка элементов залежи за водный период эксплуатации
5	0.31	0.025557	0.59754	3	2.435312024	0.57	0.95833
6	0.33	0.043223	0.883308	4	1.826484018	0.58	0.960809
7	0.35	0.068446	1.26114	5	1.461187215	0.59	0.963289
8	0.37	0.103518	1.753585	6	1.217656012	0.592857	0.965768
9	0.39	0.151087	2.378448	7	1.043705153	0.595714	0.968248
10	0.41	0.213827	3.13699	8	0.913242009	0.598571	0.970727
11	0.43	0.293716	3.994458	9	0.811770675	0.601428	0.973206
12	0.45	0.39085	4.856682	10	0.730593607	0.604285	0.975686
13	0.47	0.502018	5.558433	11	0.664176007	0.607142	0.978165
14	0.49	0.619847	5.891426	12	0.608828006	0.609999	0.980644
15	0.51	0.733624	5.688867	13	0.561995083	0.612856	0.983124
16	0.53	0.832239	4.930742	14	0.521852577	0.615713	0.985603
17	0.55	0.907898	3.782967	15	0.487062405	0.61857	0.988082
18	0.57	0.958329	2.52153	16	0.456621005	0.621427	0.990562
19	0.59	0.986368	1.401962	17	0.429760945	0.624284	0.993041
20	0.61	0.997908	0.576986	18	0.405885337	0.627141	0.995521
21	0.63	1	0.104611	19	0.384522951	0.63	0.998

Полученная функция Баклея-Леверетта соответствует обводненности продукции скважины за водный период разработки элемента залежи:

16. 
    Определяем суточную добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки по формуле (3.3.8):
    

17. 
    Определяем суточную добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки по формуле (3.3.9):
    

18. 
    Определяем годовую добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки по формуле (3.3.10):
    

19. 
    Определяем годовую добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки по формуле (3.3.11):
    

Все расчёты ведем до обводненности .

20. 
    Определяем геологические запасы нефти элемента залежи участка №10 по формуле (3.3.12):
    

21. 
    Определяем накопленную добычу нефти из элемента залежи по формуле (3.3.13):
    

22. 
    Определяем текущий коэффициент нефтеотдачи элемента залежи по годам разработки по формуле (3.3.14):
    

23. 
    Определяем обводненность добываемой жидкости по годам разработки по формуле (3.3.15):
    

24. 
    Определяем накопленный ВНФ по формуле (3.3.16):
    

Все расчеты по пунктам 16-24 сведем в таблицу 3.3 «Технологические показатели разработки элемента залежи».

Таблица 3.3 «Технологические показатели разработки элемента залежи участка №10».

t,	nв,	q,	qв,	qн,	Qв,	Qн,	Qн.нак,	Vгеол.эл, м3
годы	ед	м3/сут	м3/сут	м3/сут	м3/год	м3/год	м3/год
Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации
0	0	0	0	0	0	0	0	508555
1	0	180	0	180	0	65700	65700
2	0	180	0	180	0	65700	131400
2.575068	0	180	0	180	0	37781.97	169182
Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации
3	0.95833	180	172.4994	7.5006	62962.28	1163.344	170345.3	508555
4	0.960809	180	172.9456	7.05438	63125.15	2574.849	172920.2
5	0.96457	180	173.6226	6.3774	63372.25	2327.751	175247.9
6	0.965768	180	173.8382	6.16176	63450.96	2249.042	177497
7	0.96952	180	174.5136	5.4864	63697.46	2002.536	179499.5
8	0.973727	180	175.2709	4.72914	63973.86	1726.136	181225.6
9	0.974	180	175.32	4.68	63991.8	1708.2	182933.8
10	0.977686	180	175.9835	4.01652	64233.97	1466.03	184399.9
11	0.978165	180	176.0697	3.9303	64265.44	1434.56	185834.4
12	0.98	180	176.4	3.6	64386	1314	187148.4

Продолжение таблицы 3.3 по горизонтали

КНО, д.ед.		Накопленный ВНФ		Годовой ВНФ	Обводненность
	м3/год		/год		%
0	0	0	0	0	0
0.17776	0	0	65700	0	0
0.205519	0	0	131400	0	0
0.217743	0	0	169182	0	0
0.220891	62962.28	1.316766	233307.6	10.982833	26.25387
0.237858	126087.4	1.465202	299007.6	15.556291	37.88586
0.254156	189459.7	1.59762	364707.6	17.595041	46.41183
0.270241	252910.6	1.714663	430407.6	20.390374	52.97258
0.295659	316608.1	1.816172	496107.6	24.547445	68.32024
0.300329	380582	1.902496	561807.6	29.927835	72.66522
0.314951	444573.8	1.971623	627507.6	41.016807	86.63503
0.334917	508807.7	2.023472	693207.6	43.94382	95.36533
0.357241	573073.2	2.058121	758907.6	49	94.10458
0.368142	637459.2	2.075426	824607.6	49	98

По результатам проведенных расчетов построим следующие графические зависимости:



График 3.3 «Динамика показателей разработки элемента залежи»



График 3.4 «Динамика накопленной добычи нефти и воды с элемента залежи»



График 3.5 «Текущий коэффициент нефтеотдачи элемента залежи по годам разработки»



График 3.6 «Динамика годовой обводненности элемента залежи»



График 3.7 «Динамика годового ВНФ на элементе залежи»



График 3.8 «Накопленный ВНФ на элементе залежи»

4.