Курсовой проект Разработка нефтяных месторождений. ОРНз 18-01 Сухоруков Е.А. Вариант-6. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
• Анкор: Курсовой проект Разработка нефтяных месторождений
• Дата: 19.11.2022
• Размер: 458.61 Kb.
• Имя файла: ОРНз 18-01 Сухоруков Е.А. Вариант-6.docx
• Тип: Курсовой проект; #797851
• страница: 4 из 4

5. Расчет технологических показателей разработки пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой по методу Бакли-Леверетта

По Сидоровскому куполу разработка не велась, расчет разработки ведем с использованием функции Бакли-Леверетта.

При изучении процесса вытеснения нефти водой сначала считали, что характер этого процесса поршневой. Так появилась модель поршневого вытеснения нефти из пласта. В последствии стало ясно, что эта модель слишком упрощенно отражает реальную картину разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. При использовании такой модели разработка месторождения происходит полностью без добычи воды. Этот вывод полностью противоречит фактическим данным. Чтобы учесть добычу воды нефтяная наука шла двумя путями.

Первый путь заключался в том, что пласт представили сложенным из пропластков различной проницаемости. Сочетание модели процесса поршневого вытеснения нефти водой с моделью слоисто – неоднородного пласта, позволяло учесть добычу обводненной продукции.

Второй путь заключался в том, что была создана модель непоршневого вытеснения нефти водой или модель двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Бакли и Левереттом послужила основой многих методик расчета разработки нефтяных пластов с учетом совместной фильтрации нефти и воды.

Рассмотрим функцию f (s), называемую функцией Бакли – Леверетта. Другое ее название – функция распределения потоков фаз. Эта функция имеет простой физический смысл. Она представляет отношение скорости фильтрации (или расхода) вытесняющей фазы (воды) и суммарной скорости или расхода – равна объемной доле воды в суммарном потоке двух фаз (обводненности продукции).

(5.1)

где: v_H , v_в – скорости фильтрации нефти и воды, k_н, k_в – относительные проницаемости для нефти и воды, u_н и u_в – вязкости нефти и воды, s - водонасыщенность.

Таким образом, можно определить функцию Бакли-Леверетта по значениям фазовых проницаемостей. Полученная функция Бакли-Леверетта может быть использована для прогноза обводненности продукции по нефтяной залежи.

5.1 Пример расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения с использованием модели непоршневого вытеснения.

Исходные данные.

Нефтяная залежь с площадью нефтеносности S = 2500x 10⁴ м² разрабатывается с использованием заводнения при однорядной системе расположения скважин. Элемент однорядной системы, содержащей одну скважину (0,5 добывающей и 0,5 нагнетательной), имеет ширину b = 500 м и длину l = 500 м. Месторождение вводится в разработку в течение 10 лет, во времени месторождение разбуривается равномерно. Продуктивный пласт месторождения имеет следующие параметры: толщина h = 10 м; коэффициент пористости m = 0,2; начальная насыщенность связанной водой S₀ = 0,15, вязкость нефти в пластовых условиях μ_н = 6 мПа с; вязкость воды в пластовых условиях μ_в = 1 мПа с; коэффициент охвата пласта заводнением К_охв = 0,75.

По данным лабораторных исследований вытеснения нефти водой установлено, что остаточная нефтенасыщенность после многократной промывки образца горной породы водой равна S_н.ост = 0,25, а зависимость изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде в зависимости от текущей водонасыщенности S_i, имеет вид:

(5.2)

(5.3)

Исходя из технико-экономических обоснований, норма отбора жидкости из одной добывающей скважины q = 200 м³/сут, а конечная обводненность добы­ваемой продукции n_в = 98%.

Последовательность проведения расчетов

На первом этапе все расчеты проводят для одного элемента пласта. После­довательность расчетов:

1. Определяют водонасыщенность пласта к моменту завершения процесса разработки:

S_в.ост = 1 – S_н.ост. (5.4)

S_в.ост = 1 - 0,25 = 0,75.

2. Для качественного построения графических зависимостей определяют интервал изменения текущей водонасыщенности таким образом, чтобы количество точек на графике не было менее 20.

ΔS_i = (S_в.ост- S_o)/20. (5.5)

ΔS_i = (0,75 - 0,15)/20 = 0,03.

3. Определяют значения фазовых проницаемостей по воде К_в и нефти К_н при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности S_i, согласно уравнению (5.2).



Рисунок 1. График относительных фазовых проницаемостей

4. Определяют функцию Бакли-Леверетта:

(5.6)

5. Определяют дифференциал от функции Бакли-Леверетта:

(5.7)

Все расчеты по пунктам 1 – 5 ведут табличным методом.

Таблица 3. Значения фазовых проницаемостей и функции Бакли-Леверетта при различных значениях текущей водонасыщенности

s	Кн	Кв	f(s)	f`(s)
0,150	1,000	0,000	0,000	0,000
0,180	0,903	0,001	0,007	0,249
0,210	0,810	0,005	0,032	0,833
0,240	0,723	0,011	0,078	1,519
0,270	0,640	0,020	0,145	2,239
0,300	0,563	0,031	0,232	2,891
0,330	0,490	0,045	0,333	3,368
0,360	0,423	0,061	0,441	3,591
0,390	0,360	0,080	0,547	3,546
0,420	0,303	0,101	0,645	3,274
0,450	0,250	0,125	0,731	2,857
0,480	0,203	0,151	0,802	2,378
0,510	0,160	0,179	0,859	1,903
0,540	0,123	0,211	0,904	1,472
0,570	0,090	0,244	0,937	1,103
0,600	0,062	0,280	0,961	0,801
0,630	0,040	0,319	0,978	0,560
0,660	0,022	0,360	0,989	0,372
0,690	0,010	0,404	0,995	0,227
0,720	0,002	0,450	0,999	0,117
0,750	0,000	0,498	1,000	0,034

6. Строят график зависимости функции Бакли-Леверетта f(Si) от текущей водонасыщенности S, в масштабе, необходимом для дальнейшей его точной обработки.



Рисунок 2. Зависимость функции Бакли-Леверетта от водонасыщенности

7. На графике 2 проводят касательную линию от S₀ к зависимости f(S_i) и определяют значения S_ф и f(S_ф), где S_ф- водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, f(S_ф) - значение функции Бакли-Леверетта на фронте вытеснения нефти водой. Для данного примера S_ф = 0,46; f(S_ф)= 0,757.

8. Определяют дифференциал функции Бакли-Леверрета, соответствующий водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой:

(5.8)

f'(S_ф) = (0,757 - 0)/(0,46 - 0,15) = 2,442

9. Определяют время безводной эксплуатации добывающей скважины:

(5.9)

где h_эф = h х К_ох.

t* = (0,2х500мх500мх10мх0,75)/(200м³/сутх2,442) = 767 сут = 2,1 года.

10. Определяют водный период разработки элемента залежи. Предполагают, что при t>t* фронт вытеснения нефти водой существует как фиктивный, т.е. кажущийся фронт вытеснения при r>R_k. Исходя из этого предположения, получено следующее соотношение для добычи продукции скважины за водный период времени:

, (5.10)

где - кажущаяся водонасыщенность за пределами элемента залежи.

2,442*2,1/t=5,14/t. (5.11)

Таким образом, получена взаимосвязь между функцией Бакли-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 Бакли-Леверетта от текущей водонасыщенности S; в масштабе, необходимом для дальнейшей его точной обработки (рисунок 3).
    

Рисунок 3. График зависимости дифференциала функции Бакли-Леверетта от текущей водонасыщенности

11. 
    Задаются временным интервалом (один год) разработки элемента залежи за водный период эксплуатации.
    

13. Определяют дифференциал функции Бакли-Леверетта за водный период разработки элемента залежи.

14. По графику 5.2 определяют кажущуюся водонасыщенность за вод­ный период разработки элемента залежи по годам разработки.

15. По графику 3 определяют функцию Бакли-Леверетта от кажу­щейся водонасыщенности за водный период разработки элемента залежи по годам разработки. Полученная функция Бакли-Леверетта соответствует обвод­ненности продукции скважины за водный период разработки элемента залежи:

F(S) = n_в (5.12)

16. Определяют суточную добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки:

q_в = qxn_в (5.13)

17. Определяют суточную добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки:

q_н=q-q_B. (5.14)

18. Определяют годовую добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки:

Q_B = 365xq_в (5.15)

19. Определяют годовую добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки:

Q_H = 365xq_н. (5.16)

Все расчеты ведут до обводненности n = 98 %.

20. Определяют геологические запасы нефти элемента залежи:

V_геол = bxlxh_эфxm(l-S₀). (5.17)

V_{геол эл.} = 500мх500мх10мх0,75х0,2х(1 - 0,15) = 318750 м³.

21. Определяют накопленную добычу нефти из элемента залежи (до обводненности продукции 98 %):

Q_н.нак = Q_нi. (5.18)

22. Определяют текущий коэффициент нефтеотдачи элемента залежи по годам разработки:

КИН = (5.19)Все расчеты для элемента разработки по пунктам 12-22 ведут табличным способом. Строят график динамики показателей разработки элемента залежи.
Таблица 4 Технологические показатели разработки элемента залежи

t, годы	f `(š) (ф-ла 6,12)	š (с графика 3)	Кн	Кв	f(S)2	Обводненность f(s), %	qж , (м3/сут)	qв, (м3/сут)	qн, (м3/сут)	Qвгод, м3	Qнгод, м3	Qннак, м3	Текущий КИН
Технологические показатели разработки элемента залежи за безводный период эксплуатации
1,0						0,000	200	0,0	200,0	0,0	73000,0	73000,0	0,229
2,0						0,000	200	0,0	200,0	0,0	73000,0	146000,0	0,458
Технологические показатели разработки элемента залежи за водный период эксплуатации
3,0	1,628	0,523	0,166	0,218	0,878	0,878	200	175,5	24,5	64072,2	8927,8	8927,8	0,028
4,0	1,221	0,570	0,108	0,271	0,932	0,932	200	186,4	13,6	68044,1	4955,9	13883,6	0,044
5,0	0,977	0,580	0,097	0,283	0,941	0,941	200	188,2	11,8	68690,8	4309,2	18192,9	0,057
6,0	0,814	0,600	0,077	0,308	0,956	0,956	200	191,2	8,8	69806,2	3193,8	21386,7	0,067
7,0	0,698	0,610	0,068	0,321	0,963	0,963	200	192,6	7,4	70282,5	2717,5	24104,2	0,076
8,0	0,610	0,620	0,059	0,334	0,969	0,969	200	193,7	6,3	70709,3	2290,7	26394,9	0,083
9,0	0,543	0,626	0,054	0,342	0,972	0,972	200	194,4	5,6	70942,9	2057,1	28452,0	0,089
10,0	0,488	0,640	0,043	0,361	0,978	0,978	200	195,7	4,3	71427,2	1572,8	30024,8	0,094
11,0	0,444	0,650	0,036	0,375	0,983	0,983	200	196,5	3,5	71724,6	1275,4	31300,2	0,098

Рисунок 4. Динамика показателей разработки элемента залежи

23. 
    Определяют динамику добычи нефти по всему месторождению, с уче­том того, что оно вводится в разработку в течение 10 лет. Все расчеты ведут таб­личным способом.
    

24. Определяют обводненность добываемой жидкости по годам разработки:

(5.20)

25. Определяют годовой водонефтяной фактор:

(5.21)

Таблица 5. Технологические показатели по залежи в целом

годы	Qв, тыс. м3	Qн , тыс. м3	Qж, тыс. м3	Обводнен-ность	ВНФ	Qн. нак, тыс. м3	Qв. нак, тыс. м4	ВНФнак	КИН
1	0,00	73,00	73,00	0,000	0,000	73,000	0,000	0,000	0,0229
2	0,00	146,00	146,00	0,000	0,000	219,000	0,000	0,000	0,0687
3	0,00	154,93	154,93	0,000	0,000	373,928	0,000	0,000	0,1173
4	64,07	159,88	223,96	0,286	0,401	533,811	64,072	0,120	0,1675
5	132,12	164,19	296,31	0,446	0,805	698,004	196,189	0,281	0,2190
6	200,81	167,39	368,19	0,545	1,200	865,391	396,996	0,459	0,2715
7	270,61	170,10	440,72	0,614	1,591	1035,495	667,609	0,645	0,3249
8	340,90	172,39	513,29	0,664	1,977	1207,890	1008,505	0,835	0,3789
9	411,61	174,45	586,06	0,702	2,359	1382,342	1420,110	1,027	0,4337
10	482,55	176,02	658,57	0,733	2,741	1558,367	1902,658	1,221	0,4889
11	553,98	104,30	658,28	0,842	5,311	1662,667	2456,633	1,478	0,5216
12	625,70	31,30	657,00	0,952	19,990	1693,967	3082,333	1,820	0,5314
13	625,70	22,37	648,07	0,965	27,967	1716,340	3708,033	2,160	0,5385
14	561,63	17,42	579,04	0,970	32,247	1733,756	4269,660	2,463	0,5439
15	493,58	13,11	506,69	0,974	37,657	1746,863	4763,244	2,727	0,5480
16	424,89	9,91	434,81	0,977	42,860	1756,777	5188,137	2,953	0,5511
17	355,09	7,20	362,28	0,980	49,345	1763,973	5543,223	3,142	0,5534
18	284,80	4,91	289,71	0,983	58,061	1768,878	5828,027	3,295	0,5549
19	214,09	2,85	216,94	0,987	75,168	1771,726	6042,122	3,410	0,5558
20	143,15	1,28	144,43	0,991	112,237	1773,002	6185,274	3,489	0,5562

Рисунок 5. Показатели разработки месторождения.

Список литературы

1. 
   Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти». М., «Недра», 1989 г., с. 245.
   
2. 
   Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: "Недра", 1983-455с.
   
3. 
   Желтов Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений», М, 1986 г.
   
4. 
   Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 496 с.
   
5. 
   Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1993. – 416 с.
   
6. 
   Подземная гидравлика / Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. - М.: Недра, 1986. 303 с.
   
7. 
   Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 365 с.