Приведение истинной формы залежи к правильной геометрической форме

Rн

Эксплуатационные объекты, чья разработка проектируется, имеют неправильную геометрическую форму. Разработка залежи неправильной геометрической формы не может быть рассчитана вполне точно. Необходимо заменить истинную форму залежи расчетной схемой правильной геометрической формы. Заменим площадь эксплуатационного объекта площадью круга, периметр которого равен периметру расчетного контура (рис. 5.) ([1], c 8).

Расчетный контур нефтеносности равен:

где L – контур нефтеносности;

где l – длина периметра, измеренная с помощью нити, 500 – масштаб карты.

Саму залежь в объемном варианте представляем в виде цилиндра с толщиной h. Находим h:

Проектируем три варианта разработки данной залежи. В первом варианте разработки планируется эксплуатация в 1 ряд добывающих скважин, во втором – в 2 ряда, в третьем – в 3 ряда.

Первый вариант разработки (1 ряд)

Определение числа скважин и расстояния между ними

Для определения используются расчетные номограммы ([2], c. 133).

По диаграмме определяем значение

где параметр плотности сетки:

приведенный радиус скважины

Найдем расстояние между скважинами в ряду . Его находим по номограмме расстояний между скважинами в рядах. Для этого необходимо посчитать значения и ряда.

Определяем количество скважин в ряду:

Определение дебитов

Расчет дебитов ведется по методу Борисова для схемы размещения скважин в один ряд со скважиной по центру залежи.

Запишем систему уравнений Борисова:

где давление на контуре питания;

забойное давление и дебит первого ряда;

забойное давление и дебит центральной скважины;

внешнее фильтрационное сопротивление между фронтом нагнетания и первым рядом скважин;

внутреннее фильтрационное сопротивление первого ряда скважин;

внутреннее фильтрационное сопротивление центральной скважины.

При жестко водонапорного режима давление в залежи не уменьшается. Давление на контуре питания принимает равным пластовому. Давление на забоях скважин считаем одинаковым и равным .

Найдем фильтрационные сопротивления.

Для определения внутреннего фильтрационного сопротивления используем формулу ([1], c. 17):

где количество скважин в ряду.

Для определения внешнего фильтрационного сопротивления используем формулу ([1], c. 17):

Для определения внешнего фильтрационного сопротивления в зоне водонефтяной смеси используем формулу ([2], c. 160):

где текущее положение фронта вытеснения;

коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления в зоне водонефтяной смеси ([2], c. 159):

где , эмпирические коэффициенты,

величина, характеризующая нефтенасыщенность на фронте вытеснения ([2], c. 157):

где

Подбором находим

Итак, внешнее фильтрационное сопротивление от контура питания до первого ряда с учетом зоны водонефтяной смеси записывается:

Радиус фронта вытеснения выразим из формулы ([3], c. 98):

где накопленная добыча жидкости,

производная функции .

Чтобы построить график , используем функцию Бакли-Леверета ([3], c. 98):

где вязкость воды в пластовых условиях

вязкость нефти в пластовых условиях

На графике представлены относительные проницаемости нефти и воды , зависящие от водонасыщенности.

Водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, т. е. при ,

Распределение водонасыщенности в пласте определяется графоаналитическим методом. представляет собой тангенс угла наклона касательной, проведенной из точки к кривой на графике для :

где .

Находим по графику:

До того, как фронт вытеснения нефти водой дойдет до первого ряда скважин , из пласта будет извлекаться безводная продукция, т. е. чистая нефть. В момент времени значение . Этот момент можно определить из соотношения:

где объем пор участка пласта между фронтом нагнетания и первым рядом скважин.

Рассчитаем технологические показатели после первого года эксплуатации однорядной системой скважин:

Составляем систему уравнений Борисова:

Для первого ряда:

Для центральной скважины:

В результате получаем:

дебит первого ряда	дебит центральной скважины	годовая добыча
	,	,	,
			363,7

Фронт вытеснения после первого года разработки:

Момент времени, когда фронт вытеснения достигнет первого ряда скважин:

где q – добыча жидкости за первый год разработки.

Считаем технологические показатели разработки месторождения по первому варианту на 20 лет. Результаты приведены в табл. 1.:

Таблица 1

Год	Добыча жидкости, тыс.м3.	Добыча нефти, тыс.т.	Дебит одной скважины, т/сут	Накопленныя добыча нефти, тыс.т.	Обводненность, %	КИН
	466,3	363,7	66,4	363,7	0,0	0,002
	466,0	363,5	66,4	727,4	0,0	0,003
	465,7	363,2	66,3	1090,8	0,0	0,005
	465,4	363,0	66,3	1454,1	0,0	0,007
	465,1	362,8	66,3	1817,1	0,0	0,008
	464,8	362,6	66,2	2179,8	0,0	0,010
	464,5	362,3	66,2	2542,4	0,0	0,012
	464,3	362,1	66,1	2904,8	0,0	0,014
	464,0	361,9	66,1	3266,9	0,0	0,015
	463,7	361,7	66,1	3628,8	0,0	0,017
	463,4	361,5	66,0	3990,4	0,0	0,019
	463,1	361,2	66,0	4351,9	0,0	0,020
	462,8	361,0	65,9	4713,1	0,0	0,022
	462,6	360,8	65,9	5074,2	0,0	0,024
	462,3	360,6	65,9	5435,0	0,0	0,025
	462,0	360,4	65,8	5795,5	0,0	0,027
	461,7	360,1	65,8	6155,9	0,0	0,029
	461,4	359,9	65,7	6516,0	0,0	0,030
	461,2	359,7	65,7	6876,0	0,0	0,032
	460,9	359,5	65,7	7235,7	0,0	0,034