З а д а ч а 2.ПК. Внешний и внутренний контуры нефтенос-
ности однопластового нефтяного месторождения имеют форму,
близкую к окружностям (рис. 14). Площадь месторождения можно
представить в виде круга радиусом R — 2000 м. Нефтяная залежь
окружена обширной водоносной областью, из которой в нефте-
носную часть пласта поступает вода при снижении пластового дав-
ления в процессе разработки месторождения. Начальное пластовое
давление р0 20 МПа, давление насыщения нефти газом рнж ••-
— 9 МПа, газосодержание Го -= 50 м3/т.
По данным гидродинамических и лабораторных исследований
установлено, что средняя проницаемость как нефтеносной, так и
водоносной частей пласта одинакова и составляет 0,5・ 10'1 2 м2.
Толщина пласта в среднем h — 10 м; средняя пористость т — 0,3;
начальная нефтенасыщенность sH0 -- 0,95; насыщенность пласта
связанной водой sCB = 0,05. Вязкости нефти и воды в пластовых
условиях равны соответственно: μ,, -= 2,0 мПа-с, μΒ = 1,0 мПа-с.
Плотность пластовой нефти р„ — 0,85 т/м3, воды — рв = 1,0 т/м3.
Объемный коэффициент нефти Ьн = 1,2. Коэффициент упругоем-
кости пласта β == 5·10
10 Па
х. Средний дебит жидкости одной
скважины <7ж—69,1 м3/сут.
Месторождение разбуривается по равномерной сетке.
Добыча жидкости из месторождения изменяется во времени
следующим образом:
где t% — время ввода месторождения в разработку (/* = 3 года);
а0 = 0,667・ 10е м3/год2. Коэффициент эксплуатации скважин λ3 =
= 0,9.
Для рассматриваемого месторождения известны данные зави-
симости (точки_на рис. 15) текущей обводненности продукции ν
от отношения Q≫ — QJNH (QH— накопленная добыча нефти, NH —
извлекаемые запасы нефти). Считается, что эта зависимость будет
справедливой в течение всего рассматриваемого срока разработки.
Требуется определить в условиях разработки месторождения
при упругом режиме в законтурной области пласта:
1) изменение в процессе разработки за 15 лет (по годам) сред-
него пластового давления в пределах нефтяной залежи;
2) изменение добычи нефти, воды, текущей нефтеотдачи и об-
водненности продукции при заданной динамике добычи жидкости
в течение 15 лет.
Решение .
1. Определение запасов нефти и газа, числа скважин и темпа
разработки.
Геологические запасы нефти определим объемным методом по
Формуле
где S — площадь залежи, равновеликая площади круга с радиусом
R (S = л # 2 = 3,14·22· 10а = 12,56· 10е м2).
Тогда запасы нефти
или в поверхностных условиях
Определим максимальный дебит жидкости, получаемый в конце периода разбуривания
месторождения.
Имеем
Число скважин, которые необходимо пробурить для отбора из
месторождения qmax — 2- 10е м3/год, определим с учетом коэффи-
циента эксплуатации скважин, указанного в условиях задачи.
Получаем
Вычислим параметр плотности сетки скважин. Имеем
2. Расчет изменения среднего пластового давления во времени.
Аппроксимация решения Карслоу и Егера, Ван Эвердингена
41
и Херста, сделанная Ю. П. Желтовым, была применена при реше-
нии задачи 2.3, в которой рассматривался приток воды из закон-
турной области пласта к нефтяной залежи круговой формы с по-
стоянным дебитом.
Однако по условию данной задачи в период разбуривания ме-
сторождения объемы воды, поступающей из законтурной области,
и, следовательно, отбираемой жидкости из пласта — переменные
во времени.
Поэтому для расчета давления на контуре нефтяного месторож-
дения рКО[| (t) необходимо использовать интеграл Дюамеля, со-
гласно которому |
Скачать 41.03 Kb.