3. Методичка ГС - практика (1) (1). Задача 1 Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула

• Название: Задача 1 Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула
• Дата: 25.11.2022
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: 3. Методичка ГС - практика (1) (1).docx
• Тип: Задача; #812751
• страница: 7 из 10

6.2 Задача для самостоятельного решения
Задача 6.2

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 6.1 рассчитать общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных и горизонтальных скважин. Сравнить полученные результаты. В решении принять гидропроводность пласта равна = 1 м²∙м/Па∙с. Радиус скважины r_с = 0,1 м. Общее число нагнетательных скважин n_н= 50 и общее число добывающих скважин n = 110.
Таблица 6.1 - Характеристика скважины и пластовой системы

Вариант	h, м	hобщ, м	∆P, МПа	2σн = 2σ = L, м	lг, м
1	10,5	20	0,09	400	280
2	11	20,5	0,1	375	250
3	11,5	21	0,11	350	220
4	12	21,5	0,12	325	190
5	12,5	22	0,11	300	300
6	13	22,5	0,1	275	160
7	13,5	23	0,09	250	190
8	14	23,5	0,1	225	220
9	14,5	24	0,11	200	250
10	15	24,5	0,12	175	280

7. Оценка технологического эффекта от забуривания бокового горизонтального ствола (ЗБС)
Задача 7.1

В процессе разработки нефтяного месторождения последнее время получает развитие технология забуривания боковых стволов.

Различают два вида боковых стволов:

1. Боковой ствол с вертикально или условно вертикальным окончанием (БС);

2. Боковой ствол с горизонтальным окончанием (БГС).

Наиболее часто БС с условно вертикальным окончанием используется для восстановления аварийных скважин. Расчёт входных или запускных параметров работы скважины аналогичен расчёту обычной скважины.

Боковые стволы с горизонтальным окончанием, чаще всего используют для вовлечения невырабатываемых зон, увеличения Кохв и конечного значения КИН.

Для обоснования местоположения (БГС) используют два критерия: структурная карта по кровле продуктивного пласта и карта текущих нефтенасыщенных толщин.

На карте текущих нефтенасыщенных толщин отмечаются районы с повышенной концентрацией текущих извлекаемых запасов нефти, а направление горизонтального участка задается с учётом реализованной системы разработки и картой кровли продуктивного коллектора. При этом предпочтение отдаётся близлежащим от скважины мини антиклинальным поднятиям, поскольку именно в них, с высокой долей вероятности, сосредоточены основные объемы остаточных извлекаемых запасов пласта.

Обоснование начальных дебитов по жидкости горизонтальных скважин проводится с помощью аналитических зависимостей и обобщения опыта разработки месторождений горизонтальными скважинами.

Оценки входного дебита по жидкости горизонтальных скважин проводится по формулам 1.1, 1.5, 1.8.

При использовании закона Дарси, для учета многофазного потока в пласте производится расчет величины μ_ж, смысл которой можно описать термином «эффективная вязкость смеси» или «вязкость жидкости». Данный параметр является величиной, обратной общей подвижности смеси, и имеет размерность динамической вязкости. Его расчет производится исходя из предположения, что общая подвижность смеси равна сумме подвижностей воды и нефти:

(7.1)

где μ_ж – вязкость жидкости, мПа*с; μ_н – вязкость нефти, мПа*с; μ_в – вязкость воды, мПа*с; k_r^в(S_в)– относительная фазовая проницаемость по воде; k_r^н(S_в) – относительная фазовая проницаемость по нефти.

Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности S_в и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций (рис. 7.1):

(7.2)
где F_в – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»); n– показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»); m – показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»); S_в – текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:

, (7.3)

где W– обводненность, %.



Рисунок 7.1 - Функции ОФП по нефти и по воде
Объемный коэффициент жидкости B_ж вычисляется следующим образом:

(7.4)

где W – обводненность, %;B_н – объемный коэффициент нефти, м³/м³; 1.01 – характерное значение объемного коэффициента воды, м³/м³.

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 7.1 необходимо оценить входной дебит жидкости и нефти в пластовых и поверхностных условиях, оценить время выработки остаточных извлекаемых запасов при условии, что коэффициент эксплуатации составит 0,95.


Таблица 7.1 - Характеристика скважины и пластовой системы

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Плотность нефти в поверхностных условиях		кг/м3	850
Обводненность	W	%	80
Вязкость воды в пластовых условиях	μв	мПа·с	0,9
Вязкость нефти в пластовых условиях	μн	мПа·с	2,68
Проницаемость пласта	k	м2·10-13	1,914
Продуктивная толщина пласта	h	м	11,2
Перепад давления	∆P	МПа	9,35
Длина горизонтального участка	L	м	177
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,057
Радиус контура питания	Rk	м	999,43
Коэффициент эксплуатации скважины		д.ед	0,95
Объемный коэффициент нефти	Bн	д.ед
Остаточные извлекаемые запасы		т	496200

Задача решается следующим порядком:

1. Определим значения S_в, К_н, К_в от обводненности W=80% по таблице 7.2:

Sв = 0,63; Кн =0,083; Кв = 0,110.

2. Построим графическую зависимость обводненности и ОФП от водонасыщенности (рис. 7.2, рис. 7.3):



Рисунок 7.2 – Зависимость обводненности от водонасыщенности

Таблица 7.2 - Зависимость обводненности от заданных значений водонасыщенности

Sв	kн	kв	W	Sв	kн	kв	W	Sв	kн	kв	W
0	1,000	0,0000	0,0000	0,33	0,367	0,022	0,151	0,67	0,063	0,129	0,860
0,01	0,975	0,0000	0,0000	0,34	0,354	0,024	0,166	0,68	0,058	0,133	0,873
0,02	0,951	0,0000	0,0001	0,35	0,341	0,025	0,181	0,69	0,054	0,138	0,885
0,03	0,927	0,0001	0,0002	0,36	0,328	0,027	0,198	0,7	0,049	0,143	0,897
0,04	0,903	0,0001	0,0004	0,37	0,315	0,029	0,216	0,71	0,045	0,149	0,907
0,05	0,880	0,0002	0,0007	0,38	0,303	0,031	0,235	0,72	0,041	0,154	0,917
0,06	0,857	0,0003	0,0011	0,39	0,291	0,033	0,254	0,73	0,038	0,159	0,926
0,07	0,834	0,0005	0,0016	0,4	0,279	0,035	0,274	0,74	0,034	0,165	0,934
0,08	0,812	0,0006	0,0023	0,41	0,267	0,038	0,296	0,75	0,031	0,170	0,942
0,09	0,790	0,0009	0,0032	0,42	0,256	0,040	0,317	0,76	0,028	0,176	0,949
0,1	0,768	0,0011	0,0043	0,43	0,245	0,042	0,340	0,77	0,025	0,182	0,955
0,11	0,747	0,0014	0,0056	0,44	0,235	0,045	0,363	0,78	0,023	0,188	0,961
0,12	0,726	0,0017	0,0071	0,45	0,224	0,048	0,387	0,79	0,020	0,194	0,966
0,13	0,706	0,0021	0,0089	0,46	0,214	0,050	0,411	0,8	0,018	0,200	0,971
0,14	0,686	0,0026	0,0110	0,47	0,204	0,053	0,436	0,81	0,016	0,207	0,975
0,15	0,666	0,0030	0,0135	0,48	0,195	0,056	0,460	0,82	0,014	0,213	0,979
0,16	0,647	0,0036	0,0162	0,49	0,186	0,059	0,485	0,83	0,012	0,220	0,982
0,17	0,628	0,0042	0,0194	0,5	0,177	0,062	0,510	0,84	0,010	0,226	0,985
0,18	0,609	0,0048	0,0230	0,51	0,168	0,065	0,535	0,85	0,009	0,233	0,988
0,19	0,590	0,0055	0,0270	0,52	0,160	0,068	0,560	0,86	0,007	0,240	0,990
0,2	0,572	0,0063	0,0315	0,53	0,151	0,072	0,585	0,87	0,006	0,247	0,992
0,21	0,555	0,0071	0,0366	0,54	0,144	0,075	0,609	0,88	0,005	0,254	0,993
0,22	0,537	0,0079	0,0422	0,55	0,136	0,079	0,633	0,89	0,004	0,262	0,995
0,23	0,520	0,0089	0,0484	0,56	0,128	0,082	0,656	0,9	0,003	0,269	0,996
0,24	0,504	0,0099	0,0552	0,57	0,121	0,086	0,678	0,91	0,002	0,276	0,997
0,25	0,487	0,0109	0,0627	0,58	0,114	0,090	0,700	0,92	0,002	0,284	0,998
0,26	0,471	0,0121	0,0709	0,59	0,108	0,094	0,721	0,93	0,001	0,292	0,999
0,27	0,455	0,0133	0,0798	0,6	0,101	0,098	0,742	0,94	0,001	0,300	0,999
0,28	0,440	0,0145	0,0895	0,61	0,095	0,102	0,761	0,95	0,001	0,308	0,999
0,29	0,425	0,0159	0,1000	0,62	0,089	0,106	0,780	0,96	0,000	0,316	1,000
0,3	0,410	0,0173	0,1114	0,63	0,083	0,110	0,798	0,97	0,000	0,324	1,000
0,31	0,395	0,0187	0,1236	0,64	0,078	0,115	0,815	0,98	0,000	0,333	1,000
0,32	0,381	0,0203	0,1367	0,65	0,072	0,119	0,830	0,99	0,000	0,341	1,000
0,33	0,367	0,022	0,151	0,66	0,067	0,124	0,845	1	0,000	0,350	1,000

Рисунок 7.3 – Зависимость ОФП от водонасыщенности
3. Определим эффективную вязкость жидкости:



4. Определим дебиты различными методами:

По методу Ю.П.Борисова получаем:



По методу Giger получаем:



По методу Joshi получаем:



Определим среднее из трёх методов, и возьмем полученное значение за расчетное:



5. Определим объемный коэффициент:



6. Определим годовую добычу нефти:









7. Определим время выработки остаточных запасов:



По полученным данным можно сделать вывод, за год скважина будет отбирать 21450 нефти, полная выработка залежи за счет работы данной скважины будет производиться около 20 лет.