Расчет амплитудного дебита нефти для второго

Исходные данные к расчету

Исходные данные	Размерность	Значение
1. Глубина залегания эксплуатационного объекта	м	2000
2. Тип залежи		Пласт.-сводовая
3. Размер участка залежи	км	5х10
4.Эффективная нефтенасыщенная толщина	м	10
5.Средняя пористость коллекторов	д.ед.	0,22
6. Средняя нефтенасыщенность	д.ед.	0,88
7. Проницаемость	мкм²	0,075
8. Доля неколлектора	д.ед.	0,15
9. Шаг изменчивости коллекторских свойств	м	600
10. Плотность нефти в поверхностных условиях	т/ м³	0,85
11. Объёмный коэффициент нефти		1,30
12. Газонасыщенность пластовой нефти	м³/ т	100
13. Начальное пластовое давление	МПа	20
14. Давление насыщения нефти газом	МПа	12
15. Вязкость пластовой нефти	мПа∙с	2
16. Плотность вытесняющего агента	т/ м³	1
17. Вязкость вытесняющего агента	мПа∙с	1
18. Коэффициент вытеснения	д.ед.	0,70
19. Расчётная неоднородность процесса вытеснения	безразм.	0,70
20. Срок службы скважин	лет	40
21. Приведенный радиус скв.	м	0,10
22. Плотность сетки скважин	га / скв.	32
23. Предельная обводнённость продукции скважин	%	90
24. Доля чуждой воды в продукции скважин	д.ед.	0,02
25. Доля теряемого закачиваемого агента	д.ед.	0,10
26. Процент исследованных скважин от общего числа	%	10

Система заводнения – площадная;

давление на забоях скважин:

нагнетательных – 0,8∙Р_горн.;

добывающих – Р_нас..

Рассчитываем два варианта разработки месторождения. Первый вариант (базовый) рассчитываем по заданным исходным данным. Второй вариант рассчитываем, исходя из того, что плотность сетки скважин увеличилась в два раза, все остальные данные остаются как в первом варианте разработки.

Динамику показателей разработки рассчитываем на 15 лет для двух вариантов разработки. Затем сравниваем эти два варианта разработки и проводим анализ влияния уплотнения сетки скважин на технологические показатели разработки.

Расчёт начальных геологических запасов нефти залежи

Определяем начальные геологические запасы нефти:

где F – площадь нефтеносности участка, м²; h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; m – средняя пористость коллекторов, д.ед.; S_н – средняя нефтенасыщенность, д.ед.; b_н – объёмный коэффициент нефти, ед; r_н.пов – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³.

;

тонн.

Расчет амплитудного дебита залежи и одной пробуренной

Скважины

Расчет амплитудного дебита нефти для первого

Варианта разработки

2.1.1 Расчет коэффициента продуктивности.

Проектное количество пробуренных скважин:

где F – площадь нефтеносности, м²;

– плотность сетки скважин, га/скв. ---меняется для второго варианта разработки

скважин.

Радиус контура питания:

Коэффициент продуктивности:

2.1.2 Определение давления на забоях нагнетательных скважин.

Давление на забоях нагнетательных скважин:

Горное давление:

плотность горной породы: .

Давление на забоях добывающих скважин равно давлению насыщения:

2.3 Отработанное время в амплитудном дебите.

, – коэффициент эксплуатации.

2.1.4 Выбираем систему заводнения.

Выбираем квадратную сетку расположения скважин. Система – девятиточечная.

– добывающие скважины;

– нагнетательные скважины;

– выделенный элемент.

Рисунок 1 – Система заводнения

2.1.5 Определение фильтрационного коэффициента.

Определяем по формуле В.Д. Лысенко, подобранной на основе моделирования:

, – коэффициент вытеснения.

2.6 Определение коэффициента подвижности нефти.

, – вязкость вытесняющего агента.

2.1.7 Определение коэффициентов, учитывающих соотношение добывающих и нагнетательных скважин.

Для выделенного элемента (рисунок 1):

Количество добывающих скважин: .

Количество нагнетательных скважин: .

Коэффициент:

Поскольку система заводнения площадная и все скважины находятся на первой орбите относительно нагнетательной скважины:

2.1.8 Определение функции производительности.

Функция производительности для площадных систем разработки:

2.9 Определение коэффициента .

Коэффициент надежности , учитывающий ограниченное число исследованных скважин по сравнению с проектным числом скважин и влияние зональной неоднородности :

Поскольку исследовано 10% от общего количества скважин, то: скважин.

Принимаем равным расчетной неоднородности процесса вытеснения ( ), т.е.: .

2.1.10 Определение коэффициента .

Коэффициент , учитывающий снижение общего дебита системы скважин из-за прерывистости и зональной неоднородности проводимости пластов:

– доля неколлектора; м – шаг изменчивости коллекторских свойств.

2.1.11 Определение коэффициента .

Коэффициент , учитывающий влияние на амплитудный дебит нефти сгущение проектной сетки скважин:

В проекте не предусмотрено сгущение сетки скважин, поэтому принимаем .

2.1.12 Определение коэффициента .

Коэффициент запаса прочности амплитудного дебита нефти:

2.1.13 Определение амплитудного дебита нефти.

Амплитудный дебит нефти одной скважины

Расчет амплитудного дебита нефти для второго

Варианта разработки

Для оценки технологической эффективности регулирования путем уплотнения сетки скважин меняем в исходных данных плотность сетки скважин. Принимаем для второго варианта плотность сетки 8 .

Пересчитываем все величины, которые изменились в результате этой замены.

Значение начальных геологических запасов нефти, давление на забоях нагнетательных скважин, фильтрационный коэффициент и функция производительности не меняются, остальные величины пересчитываем.

Проектное количество пробуренных скважин:

скважин.