Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 8Следующая ⇒

Нефтяное месторождение характеризуется однородностью по проницаемости и толщине пласта, круговой формой и хорошей гидродинамической связью между законтурной и нефтяной частью. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за контуром месторождения. При его разработке применяется кольцевое заводнение в комплексе с законтурным. Схема месторождения, состоящего из одного законтурного ряда и одного кольцевого ряда нагнетательных скважин, и нескольких рядов добывающих скважин (расположенных параллельно кольцевому ряду и внешнему контуру нефтеносности) показана на рисунке.

Наименование исходных параметров	значение
Радиус внешнего ряда нагнетательных скважин	R_НЗ [м]	3200
Радиус первого эксплуатационного ряда	R₁[м]	2800
Радиус второго эксплуатационного ряда	R₂[м]	2300
Радиус третьего эксплуатационного ряда	R₃[м]	1800
Радиус кольцевого нагнетательного ряда	R_НК[м]	1250
Радиус четвертого эксплуатационного ряда	R₄[м]	700
Расстояние между скважинами в рядах	2s [м]	420
Радиус скважины	r_с [м]	0.1
Толщина пласта	h [м]	15
Проницаемость пор пласта для нефти	k_н [м²]	0.5*10^-12
Проницаемость пор пласта для воды	k_в [м²]	0.3*10^-12
Вязкость нефти в пластовых условиях	m_Н [мПа·с]	2
Вязкость воды в пластовых условиях	m_В [мПа·с]	1
Давление на забоях нагнетательных скважин законтурного ряда	P_НЗ [МПа]	19
Давление на забоях нагнетательных скважин кольцевого ряда нагнетательных скважин	P_НК [МПа]	18
Давление на забоях добывающих скважин	P_ЗАБ [МПа]	15

Известно также, что в рассматриваемый момент времени закачиваемая вода проникла на расстояние от нагнетательных скважин:

r_в= s/p.

Определить расходы воды, закачиваемой в каждую из нагнетательных скважин законтурного и внутриконтурного ряда, дебиты скважин каждого добывающего ряда.

РЕШЕНИЕ

Представляем фильтрационную схему пласта для фильтрации воды и нефти эквивалентной ей электрической схемой

Где W_i и w_i – внешние и внутренние фильтрационные сопротивления соответственно.

Для расчета расходов воды и дебитов нефти составляем систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы от P_н до P₂, от P_нк до P₂, от P_нк до P₅. Будем иметь в виду, что общий расход воды, закачиваемый в кольцевой ряд нагнетательных скважин (НК) равен q_нк. Однако, будем считать, что влево от этого ряда в сторону ряда добывающих скважин (3) поступает часть расхода d₃×q_нк, а другая часть d₄×q_нк уходит вправо. Также будем иметь в виду, что часть d₂₁×q₂ общего дебита нефти стягивающего ряда (2) обеспечена притоком нефти слева, а другая его часть d₂₃×q₂– притоком справа. Полная система уравнений состоит из трех независимых подсистем и включает в себя следующие уравнения.

Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин законтурного ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

где ; ;

; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 1-го ряда (слева).

Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 3-го ряда добывающих скважин (влево);

; ;

; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 3-го ряда (справа).

Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоя центральной скважины:

;

где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 4-го ряда добывающих скважин (вправо);

; .

Кроме того, внутренние эквивалентные фильтрационные сопротивления при плоско-радиальной фильтрации нефти к добывающим скважинам i – го ряда определяются выражением:

, i = 1,..,5.

1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу

Материального баланса

Нефтегазовое месторождение характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта.

Наименование исходных параметров	Значение
Наименование исходных параметров	1	2	3
Начальное пластовое давление равное давлению насыщения P₀=P_Н
Нач. доля объема газовой шапки по отношению к объему всей залежи a₀	0.15	0.2	0.15
Нач. газосодержание нефти Г₀ [м³/м³]	150	150	150
Нач. объемный коэффициент газа b_Г0	0.006	0.006	0.006
Нач. объемный коэффициент нефти b_Н0	1.475	1.475	1.475
Насыщенность порового объема связанной водой S_СВ	0.12	0.12	0.12
Пластовое давление в процессе разработки снизилось до P_пл при котором:
Газосодержание нефти Г [м³/м³]	125	125	125
Объемный коэффициент газа b_Г	0.0063	0.0063	0.0063
Объемный коэффициент нефти b_Н	1.415	1.415	1.415
Объемный коэффициент воды b_В	1.028	1.028	1.028
Добыча нефти за этот период Cоставила Q_Н [м³]	1.06*10⁶	1.06*10⁶	1.1*10⁶
Добыча газа составила V_Г [м³]	175*10⁶	185*10⁶	175*10⁶
Добыча воды составила V_В [м³]	5*10⁴	6*10⁴	4.2*10⁴
Причем количество воды, внед- рившейся в залежь составило W [м³]	1.225*10⁶	1.1*10⁶	1.*10⁶

ЗАДАЧА 1

Определить на основе метода материального баланса:

1) 1) начальные геологические запасы нефти G_Н - ?

2) текущую нефтеотдачу (h- ?) и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи (S_н -?) на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения P_н до текущего давления P_пл.

РЕШЕНИЕ

1) 1) Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 804; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!