задачи

4. Определение времени прорыва воды к эксплуатационным скважинам и обводненной площади залежи

Задача 12.Для поддержания давления в нефтяной пласт закачивается вода через нагнетательную скважину в объеме q_н=1000 м³/сут.Дебит ближайшей эксплуатационной скважины q_э=100 м³/сут,мощность пласта h=8м,коэффициент пористости коллектора m=0.2 .Расстояние между эксплуатационной и нагнетательной скважинами 2δ=500м.

Требуется определить время обводнения эксплуатационной скважины и обводненную площадь.

Время прорыва воды к эксплуатационной скважине t₀ определяется по формуле

t₀= ln

где m₁-пористость пласта с учетом коэффициента использования порового пространства φ. Принимаем φ=0,5. Тогда m₁=mφ=0,2*0,5=0,1.Остальные обозначения прежние.

Подставив имеющиеся данные в (II.4),получим

t₀=ln=163сут.

За этот промежуток времени обводнения площадь составит S= q_нt₀/h m₁=1000*163/8*0.1=20.4*10⁴ м²

8.Определение запасов нефти и газа и оценка эффективности использования пластовой энергии

Задача 17.Нефтяная залеж имеет газовую шапку, составляющую 15% всего объема халежи в пределахконтуранефтегазоносности.Залеж нефти акружена активной водой.Начальное пластовое давление p_пл.н=20 МПа,пластовая температура T_пл=363 К

По данным лабораторныхисследовании установлено:начальное количество газа, растворенного нефти,r₀=150м³/м³;начальныйобъемный коэффициент нефти b₀=1.475;начальный коэффициент сжимаемости газа z₀=0.9;относительная плотность нефти p_от=150м³

За первый год эксплуатации средняя пластовое давление снизилось до

P₁=18 МПа.За это время добыто безводной нефти Q₁=5*10⁵т или 5.88*10⁵ м³и газа V₁=100*10⁶ м³.

В течение второго года эксплуатации среднее пластовое давление снизилось P_t=18 МПа. Добыча за этот год составила: нефти Q₂=4*10⁵т или 4,7*10⁵ м³; газа V₂=75*10⁶ м³ и воды ω=5*10⁴ м³.

Объемный коэффициент нефти к концу второго года был b_t=1.415; содержание растворенного газа уменьшилось до r_t=125 м³/м³ и коэффициент сжимаемости газа снизилось до z_t=0,85.

Отношение объема газовой шапки и объему нефтяной залежи a=15/(100-15)=0.1765.

Начальный объемный коэффициент газа определим по формуле

B=z_0*, (11,17)

Где, p₀-афтмосферное давление,равное0,1МПа.

Следовательно,по (11,17)получим

B=0,9_*

Объемный коэффициент газа к концу второго года аналогично будет

B_t=0,9_*

Двухфазный объемный коэффициент (нефти и газа) к концу второго года

U_t= b_t(r₀-r_t)B_t=1.415*(150-125)*0.0063=1.5725

Всего добыто за период t ( два года):

Нефти

Q=Q₁+Q₂=5.88*10⁵+4.7*10⁵=1.06*10⁶ м³;

Газа

V= V₁+V₂=100*10⁶+75*10⁶=175*10⁶;

Средний газовый фактор

G=V/Q=175*10⁶/1.06*10⁶=165 м³/ м³

В течение второго года эксплуатации залежи общий перепад давления оставался постоянным:

=p_пл.н-p_t=20-18=2Мпа;

Среднесуточная добыча нефти за второй год (число дней работы в году примем равным 360) составит

dQ₂/dt =4.7*10⁶/360=1305 м³,

Средний газовый фактор за второй год

G_t=V₂/Q₂=75*10⁶/4.7*10⁵=159 м³/ м³

Среднесуточная добыча воды за второй год

dω/dt=5*10⁴/360=139 м³

Количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную залежь, найдем по формуле

W=k_пр (11,18)

Где, k_пр-коэффициент пропорциональности, равный

k_пр (11,19)

В формуле(11,19)все величины известны.Поставляя их,получим

k_пр=1134 м³/сут. Мпа.

Так как в течение первого года залежь эксплуатировалась с перепадом давления от 0 до 2 МПа (средний перепад ),а в течение второго года перепад оставался постоянным () то искомный интеграл возьмем за каждый год отдельно,поставив пределы времени в месяцах:

lll=1*12-1*0+2*24-2*12=36МПа*сек.

Количество поступившей в нефтяную залежь контурной воды за время t=20 года

W=1134*30*36=1225*10³м³.

Начальный запас нефти в пласте N можно определить по основному уравнению материального баланса, решенному относительно N:

N= (11,20)

Входящие в формулу (11.20) величины уже известны. Подставив их, получим

N==5,4*10⁶м³

Начальный объем свободного газа приведенный к нормальным условиям, имеет величину

V₀=aNb₀/B₀=0.1765*5.4*10⁶*1.475/0.006=234*10⁶ м³.

Количество растворенного газа, приведенное к нормальным условиям составит

r₀N=150*5.4*10⁶=810*10⁶м³

Общее количество добытых нефти и газа,приведенное к пластовым условиям,составляет

Q10⁶*[1.5725+0.0063(159-150)]=1767*10³ м³

Определим относительную эффективность отдельных видов энергии

Доля участия воды в вытеснении нефти

J_B===0.664

Доля участия газовой шапки в вытеснении нефти

J_г.ш===0.039

Доля участия растворенного газа в вытеснении нефти

J_р.г===0.297

Как видно из приведенного расчета, в течение первых двух лет залежь дренируется в основном вследствие внедрения воды и расширения газа ,выделяющегося из раствора. Влияние газовой шапки пока не велико. В последующие периоды эксплуатации доли участия различных видов энергии в вытеснении нефти будут все время изменяться

Для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта необходимо принимать все меры к уменьшению выделения из раствора газа путем поддержания пластового давления

Принимая при указанных темпах разработки возможные коэффициенты нефтеотдачи (при водонапорном режиме К_В=0,7,при газонапорном режиме К_г.ш=0,5 и при режиме растворенного газа К_р.г=0,35),найдем общий вероятный коэффициент нефтеотдачи

К_от=J_BK_B+ J_г.шK_г.ш+ J_р.гK_р.г =0.664*0.7+0.039*0.5+0.297*0.35=0.588

Принимая условия,что за весь период эксплуатации залежи(до экономически выгодного предела) общий вероятный коэффициент нефтеотдачи будет в среднем равен К_от=0,6,определим возможную суммарную добычу нефти из залежи:

Q_от= NК_отp_н=5,4*10⁶*0,6*0,85=2,76*10⁶ т.

При отсутствии в залежи газовой шапки (а=0)начальный запас нефти можно определить по формуле

N= (11,21)

Подставив в формулу (11,21)значения величин, получим

N==6,082*10⁶ м³

При отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды, т.е. при разработке залежи за счет энергии растворенного газа, начальный запас нефти определяется по формуле

N= (11,22)

Подставив соответствующие значения, по формуле (11,22) находим

N==18,12*10⁶ м³