0

0

0

0

0

2,226

3067,014

0

0

0

0

0

3067,014262

2,500

3182,557

3067,014

0

0

0

0

6249,57137

3,000

3285,643

3182,557

3067,014

0

0

0

9535,214795

3,500

3377,277

3285,643

3182,557

3067,014

0

0

12912,49139

4,000

3458,48

3377,277

3285,643

3182,557

3067,014

0

16370,97107

4,500

3530,255

3458,48

3377,277

3285,643

3182,557

3067,014

19901,22651

5,000

3593,56

3530,255

3458,48

3377,277

3285,643

3182,557

20427,77227

5,500

3649,287

3593,56

3530,255

3458,48

3377,277

3285,643

20894,50232

6,000

3698,26

3649,287

3593,56

3530,255

3458,48

3377,277

21307,11883

6,500

3741,228

3698,26

3649,287

3593,56

3530,255

3458,48

21671,07019

7,000

3778,868

3741,228

3698,26

3649,287

3593,56

3530,255

21991,45868

7,500

3811,788

3778,868

3741,228

3698,26

3649,287

3593,56

22272,99114

8,000

3840,529

3811,788

3778,868

3741,228

3698,26

3649,287

22519,96047

8,500

0

3840,529

3811,788

3778,868

3741,228

3698,26

18870,67331

9,000

0

0

3840,529

3811,788

3778,868

3741,228

15172,41338

9,500

0

0

0

3840,529

3811,788

3778,868

11431,18542

10,000

0

0

0

0

3840,529

3811,788

7652,317253

10,500

0

0

0

0

0

3840,529

3840,529355

11,000

0

0

0

0

0

0

0

11,500

0

0

0

0

0

0

0

12,000

0

0

0

0

0

0

0

12,500

0

0

0

0

0

0

0

13,000

0

0

0

0

0

0

0

Таблица 4 - Динамика коэффициента текущей нефтеотдачи

t, годы	v	n
0,500	0,000	0,018
1,000	0,000	0,044
1,500	0,000	0,089
2,000	0,000	0,151
2,226	0,153	0,224
2,500	0,260	0,301
3,000	0,397	0,373
3,500	0,538	0,430
4,000	0,718	0,471
4,500	0,830	0,497
5,000	0,851	0,515
5,500	0,871	0,529
6,000	0,888	0,542
6,500	0,903	0,553
7,000	0,916	0,563
7,500	0,928	0,571
8,000	0,938	0,578
8,500	0,947	0,585
9,000	0,955	0,590
9,500	0,962	0,594
10,000	0,968	0,598
10,500	0,973	0,601
11,000	0,978	0,604
11,500	0,982	0,606
12,000	0,985	0,608
12,500	0,988	0,609

24395116,66

Отмечается следующее:

1) разработка месторождения завершится через 11,75 лет при обводненности продукции

B = 96.5 %;

2) накопленная добыча нефти к концу разработки достигнет

м³ ;

3) конечная нефтеотдача составит η_к = 0.595

После того как определены технологические показатели разработки месторождения рекомендуется рассчитать показатели работы одной добывающей скважины среднесуточные дебиты жидкости, нефти и воды. Предварительно следует определить количество действующих скважин для заданных промежутков времени

с учетом темпов разбуривания и обустройства месторождения.

Если семиточечная схема размещения скважин охватывает число элементов площади N > 1, то количество добывающих скважин n_d = 3N + 4.

Так, если в течение первого полугодия (t = 0,5) в эксплуатации находятся N = 20 элементов площади, то

n_d = 3 ⋅ N + 4 ; => n_d = 64

Для других значений времени t расчет выполняется аналогично, максимальное число действующих добывающих скважин равно

n_dmax = (3 ⋅ N) ⋅ (2 ⋅ T) + 4 ; => n_dmax = 304

По мере достижения предельной обводненности извлекаемой продукции скважины выводятся из эксплуатации, к концу разработки месторождения их количество уменьшается.

Рассчитывают перепад давления в элементе системы разработки на основе модели поршневого вытеснения нефти водой.

Предварительно находят параметр σ как половину расстояния между добывающими скважинами вдоль кругового контура радиусом r_к .

Для семиточечного элемента системы разработки месторождения.

2 ⋅ π ⋅ r_k

σ = ; => σ = 100.178 м;

6 2⋅

0 2 4 6 8 10 12

Годы

обводненность коэффициент нефтеотдачи добыча нефти добыча нефти

Рисунок 12

Зависимость q_н , v и η от времени t для месторождения

Таблица 5 - Показатели эксплуатации скважин

t, годы	Число добывающих	Дебит одной добывающей скважины
	скважин	м3/сут
		жидкости	нефти	воды
0,500	64	62,500	62,500	0,000
1,000	124	64,516	64,516	0,000
1,500	184	65,217	65,217	0,000
2,000	244	65,574	65,574	0,000
2,226	304	65,789	55,701	10,089
2,500	304	78,947	58,390	20,558
3,000	304	78,947	47,582	31,366
3,500	304	78,947	36,472	42,475
4,000	304	89,036	25,095	63,941
4,500	304	79,327	13,483	65,845
5,000	304	78,947	11,751	67,197
5,500	304	78,947	10,215	68,732
6,000	304	78,947	8,858	70,089
6,500	304	78,947	7,661	71,286
7,000	304	78,947	6,607	72,340
7,500	304	78,947	5,681	73,266
8,000	304	78,947	4,869	74,079
8,500	244	98,361	5,179	93,181
9,000	244	98,361	4,404	93,956
9,500	184	130,435	4,944	125,491
10,000	124	193,548	6,177	187,371
10,500	64	375,000	10,017	364,983

а) при r_в = r_нс в области элемента пласта r_нс ≤ r_в ≤ r_к движется чистая нефть.

Считают, что фазовая проницаемость для нефти в этом случае равна абсолютной проницаемости пласта, a K_н = K_н (S_cв ) = 1. Тогда равно

KнSв = 1 ∆ = P_н − P_с

q

k =

− 12

2 ⋅ π ⋅ K ⋅ h₀ ⋅ η₂ ⋅ 86400 ⋅ 10

k

⎛ ⎛ ⎞ ⎞

⎜ ⎜

⎜⎟

⎜

∆ = k ⋅ ⎜ +

⎝ KнSв 2 ⋅ KнSв ⎠

⎜ 6 2⋅ 2⋅π⋅191.326 ⎞

⎝ 1 2 1⋅ ⎠

6

∆ = 7.882 × 10 МПа;

rк

б) при r_в = r_к /2 в области элемента пласта r_нс ≤ r_в ≤ движется вода. 2

Фазовая проницаемость породы для воды в этом случае равна

KнSх = A KнSх = 0.868

⎡ ⎡ ⎛ σ⎞⎤ ⎤

⎢⎢ r ⎢2 ⋅ ⎜⎝rk − π ⎠ σ ⎥⎥

⎢

∆ = k ⋅ ⎢ + + ⎥ ; =>

⎣ KнSх KнSв 2 ⋅ KнSв ⎦

6

∆ = 3.823 × 10 МПа;

в) при r_в = r_к во всей области фильтрации движется вода, поэтому

⎛ ⎛ ⎞ ⎞

⎜ ⎜

⎜⎟

⎜

∆ = k ⋅ ⎜ +

⎝ KнSх 2 ⋅ KнSх ⎠

⎜ 6 2⋅ 2⋅π⋅191.326 ⎞

⎝ A 2 ⋅ A ⎠

6

∆ = 1.135 × 10 МПа;

Список использованных источников

1. В. А. Ольховская. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима

(плоскорадиальное движение). Методические указания. Самарский Государственный Технический Университет, 2006.

2. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005.

3. Басниев КС, Конина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1993.

4. Подземная гидравлика / КС.Басниев, А.М.Власов, И.Н.Конина, В.М.Максимов. - М: Недра, 1986.

5. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998.

6. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов / Ю.П.Желтов, И.Н.Стрижов, А.Б.Золотухин, В.М.Зайцев. - М.: Недра, 1985.

29-04-2015, 01:07