Порядок работы
1. Ознакомиться с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками. 2. В соответствии с вариантом задания, рассчитать на каждый год разработки залежи: Среднегодовой газовый фактор (ri): ri = Qгi / Qнi , где Qгi – добыча газа за i-тый год, м3 , Qнi – добыча нефти за i-тый год, т; ri = Qгi / Qнi=2,7/42,8=0,063 ri = Qгi / Qнi=7,4/111,6=0,066 ri = Qгi / Qнi=11,5/186=0,061 ri = Qгi / Qнi=19,9/316,4=0,062 ri = Qгi / Qнi=26,6/422=0,063 ri = Qгi / Qнi=30,7/573,3=0,053 ri = Qгi / Qнi=46,7/733,5=0,063 ri = Qгi / Qнi=57,7/887,1=0,065 ri = Qгi / Qнi=71/1079,4=0,065 Годовую добычу жидкости (Qжi): Qжi = Qнi + Qвi , где Qнi , Qвi – добыча соответственно нефти и воды за i-тый год, т; Qжi = Qнi + Qвi Qжi = Qнi + Qвi=42,8+0=42,8 Qжi = Qнi + Qвi=111,6+0=111,6 Qжi = Qнi + Qвi=186+0=186 Qжi = Qнi + Qвi=316,4+7,1=323,5 Qжi = Qнi + Qвi=422+13=435 Qжi = Qнi + Qвi=573,3+16,2=589,5 Qжi = Qнi + Qвi=733,5+20,4=753,9 Qжi = Qнi + Qвi=887,1+40,2=927,3 Qжi = Qнi + Qвi=1079,4+60,8=1140,2 Накопленную добычу нефти (Qн.нак.i),тыс.т, газа (Qг.нак.i),млн.м3 , воды (Qв.нак.i),тыс.т, жидкости (Qж.нак.i),тыс.т.: ∑ i=1 н.нак.i = н.i N Q Q , ∑ i=1 г.нак.i = г.i N Q Q , N Q Q i 1 в.нак.i в.i , N Q Q i 1 ж.нак.i ж.i где N – количество лет разработки залежи, год; ∑ i=1 н.нак.i = н.i N Q=42,8+111,6+186+316,4+422+573,3+733,5+887,1+1079,4=1,54 ∑ i=1 г.нак.i = г.i N Q=2,7+7,4+11,5+19,9+26,6+30,7+46,7+57,7+71=2,92 N Q Q i 1 в.нак.i в=7,1+13+16,2+20,4+40,2+60,8=9,99 N Q Q i 1 ж.нак.i ж.i=42,8+111,6+186+323,5+435+589,5+753,9+927,3+1140,2=13,95 Среднегодовой процент воды в добываемой жидкости (nв.i): nв.i = Qвi × 100% / Qжi ; nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/42,8=0 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/111,6=0 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/186=0 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=7,1× 100%/323,5=0,021 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=13× 100%/435=0,029 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=16,2× 100%/589,5=0,027 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=20,4× 100%/753,9=0,027 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=40,2× 100%/927,3=0,043 nв.i = Qвi × 100% / Qжi=60,8× 100%/1140,2=0,053
Удельную добычу нефти, т.е. количество нефти, добываемой на единицу падения пластового давления (∆Qнi), т/Мпа: ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi), где Рi-1, Рi – пластовые давления соответственно за предыдущий и последующий i-ый год разработки, МПа. ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 42,8/(13,6-13,5)=428 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 111,6/(13,6-13,4)=558 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 186/(13,6-13,3)=620 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 316,4/(13,6-12,5)=287,7 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 422/(13,6-11,8)=234,4 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 573,3/(13,6-10,7)=197,7 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 733,5/(13,6-9,9)=198,2 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 887,1/(13,6-9,1)=197,1 ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 1079,4/(13,6-8,3)=203,6 Исходные и расчетные данные необходимо представить в виде таблицы 2. Годы разработки |
Годовая добыча
Нефти (Qн. i, тыс.т)
|
Годовая добыча
Газа (Qг. i, млн.м3)
|
Годовая добыча
Воды (Qв. i, тыс.т)
|
Годовая добыча
Жидкости (Qж. i, тыс.т)
|
Закачка воды (Qвз i, тыс.т)
|
Накопленная добыча
Нефти (Qн.нак. i, тыс.т)
|
Накопленная добыча
Газа (Qг. нак. i, млн.м3)
|
Накопленная добыча
Воды (Qв. нак. i, тыс.т)
|
Накопленная добыча
Жидкости (Qж . нак. i, тыс.т)
|
Среднегодовой газовый
фактор (ri, м3/т) |
Количество добывающих
скважин (N) |
Давление, МПа
Начальное пластовое (Р0)
|
Давление, МПа
Пластовое (Рi)
|
Давление, МПа
Насыщения (Рнас.)
|
Обводненность (nв.i,%)
|
Удельная добыча нефти
(ΔQн.i, т/МПа) | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 |
1972
|
42,8
|
2,7
|
-
| 42,8 |
-
| 1,54
1 ,54 | 2,92
| 9,99
| 13,95 | 0,063 |
6
| 13,6
13,6 |
13,5
| 7,0 | 0 | 428
|
1973
|
111,6
|
7,4
|
-
| 111,6 |
-
| 0,066 |
10
|
13,4
| 0 | 558 |
1974
|
186
|
11,5
|
-
| 186 |
-
| 0,061 |
15
|
13,3
| 0 | 620
|
1975
|
316,4
|
19,9
|
7,1
| 323,5 |
-
| 0,062 |
33
|
12,5
| 0,021 | 287,7 |
1976
|
422
|
26,6
|
13
| 435 |
-
| 0,063 |
50
|
11,8
| 0,029 | 234,4 |
1977
|
573,3
|
30,7
|
16,2
| 589,5 |
-
| 0,053 |
82
|
10.7
| 0,027 | 197,7
|
1978
|
733,5
|
46,7
|
20,4
| 753,9 |
-
| 0,063 |
113
|
9,9
| 0,027 | 198,2 |
1979
|
887,1
|
57,7
|
40,2
| 927,3 | - | 0,065 |
138
|
9,1
| 0,043 | 197,1 |
1980
|
1079,4
|
71
|
60,8
| 1140,2 | - | 0,065 |
160
|
8,3
| 0,053
| 203,6 |
 5. Определить режим работы нефтяной залежи. Записать вывод
Ознакомились с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками. Рассчитали на каждый год разработки залежи: среднегодовой газовый фактор, годовую добычу жидкости, среднегодовой процент воды в добываемой жидкости. Режим работы залежи определяет не все, а лишь наиболее характерные особенности поведения залежи в процессе разработки. В процессе разработки залежи непрерывно изменяются термобарические условия пласта, физические свойства породы- коллектора, свойства нефти, газа, воды; изменяются технологические условия разработки, на смену одним главным видам пластовой энергии могут прийти другие.
|
Скачать 1.36 Mb.