2014-02-05
706
Расчет показателей разработки
Расчет технологических показателей разработки
1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.
км2/скв
2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,
,
где а – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),
μ * - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.
;
;
;
Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2 ∙, т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.
3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v
|
|
|
;
4. Определяем функцию относительной производительности скважин ()
;
5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (qo).
,
где Δp= 107 МПа - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.
q0 = 365∙2,1∙10-5∙73∙107∙0,33=1,78 млн.т/год.
1. Подвижные запасы нефти (Qn)
Qn=QбК1К2, где Qб – балансовые запасы нефти; К1- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К1=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2), S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км2; К2 – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).
К1=1-0,2∙0,49=0,9 Qn=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U2р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.
,
3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
где μ 0=0,5 (1+ μ *)ρ*; ρ*= ρв / ρн;
А2 – предельная массовая доля воды (предельная обводненность) =0,99; μ 0 –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ * раз и по плотности в ρ* раз.
μ 0 = 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1
А=
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К3) при данной послойной неоднородности пласта (U2p) и предельной доле агента (А)
|
|
|
К3= Кнз+(Ккэ- Кнз)А,
где
;
;
Кз=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:
F=KH3+(KK3+ KH3)ln(1/(1-A));
F=0,246+(0,893-0,246) ln(1/(1-0,979))=2,749.
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO) и нефти (QO) находятся из следующих формул:
QFO= QnF, QO= QnK3
QFO=15,134∙2,749=41,6 млн.т QO=15,134∙0,879=13,3 млн.т
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO2) в поверхностных условиях будут равными:
QFO2= QO+(QFO - QO)μ0;
QFO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости
;;
а нефтеотдача пластов
Кно=Qo/Qб=13,3/23=0,578.
