Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.
СОДЕРЖАНИЕ: …………………………………………………………………………………………………
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
1.1 Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта.
Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.
1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.
1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса.
1.5 Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме.
Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме.
Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой (прямолинейные ряды).
Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой (круговые ряды).
РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
Физико-химические свойства природных газов и конденсата.
2.1.1 Основные параметры.
2.1.2 Определение типа залежи.
2.1.2.1 Уравнения состояния. Плотность природного газа и конденсата.
2.1.3 Физические и теплофизические свойства природных газов.
2.2 Аналитические методы определения давления и температуры.
|
|
|
2.2.1 Определение пластовых давлений.
2.2.2 Определение забойного давления по давлению на устье при неподвижном столбе газа (барометрическая формула).
2.2.3 Определение забойного давления в работающей скважине.
2.2.4 Распределение температуры по стволу скважины.
……………………………………………………………………………..……………………………………………………
1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом
Режиме в законтурной области пласта
Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке его нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный.
Определить изменение контурного давления в течение первых 5.5 лет разработки месторождения при следующих исходных данных:
| Наименование исходных параметров | Значение | |||
| 1 | 2 | 3 | ||
| Радиус контура нефтеносности | R [м] | 3000 | 3200 | 2900 |
| Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности | P¥[МПа] | 20 | 22 | 18 |
| Проницаемость пласта в законтурной водоносной области | k [м2] | 0.1*10-12 | 0.1*10-12 | 0.1*10-12 |
| Вязкость воды | m [Па·с] | 1*10-3 | 1*10-3 | 1*10-3 |
| Упругоемкость пласта | b[1/Па] | 1*10-9 | 1*10-9 | 1*10-9 |
| Толщина водоносного пласта | h[м] | 10 | 11 | 10 |
| Продолжительность периода разбуривания месторождения | t1[годы] | 2 | 2.5 | 3 |
| Время окончания периода стабилизации отбора жидкости | t2[годы] | 4 | 4.5 | 5 |
|
|
|
Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по следующему закону:
1) 1) В период разбуривания месторождения
при 
где t1 – продолжительность периода,
a = 0.1368 м3/с2
2) 2) В период стабилизации отбора жидкости из месторождения
при 
где t2 – время окончания периода.
3) 3) В период падения отбора жидкости из месторождения
при 
где t3 – время окончания периода.
a 1 = 0.1368 м3/с2
РЕШЕНИЕ
1) 1) Радиальная фильтрация воды в неограниченной законтурной области
|
|
|
(R£ r £ ¥) описывается дифференциальным уравнением упругого режима:
.
Решение этого уравнения, определяющее изменение контурного давления PКОН(t) при переменном во времени отборе воды из законтурной области qЗВ = qЗВ(t) можно найти с помощью интеграла Дюамеля, которое для рассматриваемых периодов процесса разработки месторождения имеет вид:
а) 
, при ;
б) 
, при ;
в) 
,
при
Здесь: 
, 
, 
- безразмерное время,
где t , t1, t2 [с],
- пьезопроводность водоносного пласта
.
Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.
Нефтяное месторождение разрабатывается с применением заводнения по однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной системы разработки показан на рисунке.
| Наименование исходных параметров
| Значение | ||||
| 1 | 2 | 3 | |||
| Средняя проницаемость km [м2] | 0.4*10-12 | 0.4*10-12 | 0.4*10-12 | ||
| Расстояние между линиями нагнетания и отбора L [м] | 500 | 600 | 500 | ||
| Расстояние между скважинами (ширина элемента) b [м] | 400 | 450 | 350 | ||
| Толщина пласта h [м] | 10 | 10 | 10 | ||
| Пористость всех пропластков слоистого пласта m | 0.2 | 0.2 | 0.2 | ||
| Начальная насыщенность пласта связанной водой Sсв | 0.1 | 0.1 | 0.1 | ||
| Вязкость нефти в пластовых условиях mн [мПа·с] | 2 | 2 | 2 | ||
| Вязкость воды в пластовых условиях mв [мПа·с] | 1 | 1 | 1 | ||
| Вытеснение нефти водой из отдельных пропластков происходит по модели поршневого вытеснения, причем во всех пропластках остаточная нефтенасыщенность постоянная Sност | 0.45 | 0.45 | 0.45 | ||
| Относительная проницаемость для нефти впереди фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kн | 1 | 1 | 1 | ||
| Относительная проницаемость для воды позади фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kв | 0.5 | 0.5 | 0.5 | ||
| Разработка осуществляется при постоянном перепаде давления между линиями нагнетания и отбора (перепад давления в элементе)DP [МПа] | 0.375 | 0.375 | 0.375 | ||
Определить изменение во времени дебита нефти и дебита воды для рассматриваемого элемента однорядной системы разработки
qн(t) = ? qв(t) = ?
РЕШЕНИЕ
1) 1) Отметим, что по условию задачи
,
Следовательно упрощенные выражения для дебита нефти и дебита воды для рассматриваемого элемента системы разработки будут иметь вид:.
; (1)
; (2)
2) 2) Порядок расчета следующий:
Задаемся проницаемостью обводнившегося пропластка (например в диапазоне от k* = 50*km до k* = km/2) и определяем время его обводнения по формуле:
[с], (3)
По формулам (1), (2) вычисляем дебит нефти qн(t*) и дебит воды qв(t*) для рассматриваемого элемента системы разработки. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений k* (в пределах указанного диапазона), при этом имеем в виду, что согласно (3), чем больше проницаемость обводнившегося пропластка, тем меньше время его обводнения.
3) 3) Строим зависимость следующего вида:
|
|
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 1531; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!