Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

16—21%, а по нефти — на 10—12%;

м а к с и м а л ь н ы е

ж е

значения

дебитов жидкости — на 25—38%, а дебиты

нефти в этот

момент —

на 34—44%

(методы

Б а ш Н И П И н е ф т ь

и

Т а т Н И П И и е ф т ь ) .

Нефтеотдача к 30 годам разработки гипотетической

з а л е ж и ,

рассчитанная

по методам I , I I , I I I и IV , составляет

соответственно

0,6; 0,76 и 0,66, а при прокачке одного порового объема

жидкости

0,57; 0,76 и 0,69.

Таким образом,

к этому

моменту времени

метод

Т а т Н И П И и е ф т ь

( I I ) дает завышенную нефтеотдачу

по

сравнению

с методом I на

33%,

а методы

Б а ш Н И П И н е ф т ь

( I I )

и

Гипро-

востокнефть

( I V ) — н а 2 1 % .

1—IV дл я пятирядной

схемы размещения эксплуатационных сква­

жин

при 2о-х L = 500 м х

600 м, L 0 = 600 м (рис. 59).

В

связи

с меньшим

L 0

эта система

является

в бол-ыией степени

интенсивной по сравнению с рассмотренной

трехрядной .

Так

ж е

.как и в предыдущем

случае,

дебиты

жидкости,

рассчи­

танные

по

методам

I

и

I I , близки

м е ж д у

собой.

О д н а к о

добыча

нефти,

рассчитанная

по

методу

Т а т Н И П И и е ф т ь

( I I ) , существенно

выше, чем по I .

З а

первые

5,

15 и 30

лет

разработки

добыча жидкости

по ме­

тоду

1 выше,

чем

по методу

I I , соответственно

на

8,5;

1 и

10%,

а добыча

нефти

ниже на 6, 21 и 31 %.

Особенно

большое

завышение

добычи

нефти

дает

метод

I I

к концу этапов

I , I I и

I I I разработки — на

23, 8

и 96%.

Д и н а м и к а

добычи жидкости

и нефти,

рассчитанная

по

методам

Б а ш Н И П И н е ф т ь

( I I I )

и

Гипровостокнефть

( I V ) , близка

м е ж д у

собой,

но

отличается от

рассчитанной

по

«эталонному»

методу

I .

З а

первые

5, 15 и 30 лет разработки

добыча

жидкости,

рассчи­

т а н н а я

по методам

I I I и I V , на 18, 16 и 12%

выше; чем по методу I ,

а дебит нефти на 8—11% выше, чем по методу I .

Таков

ж е

характер

изменения

технологических

показателей

и

д л я

других

схем

р а з м е щ е н и я

с к в а ж и н

при

трех-

и

пятирядных

системах.

Таким

образом,

из

первой

серии

расчетов

по

методам

I — I V

при одном и том ж е законе

распределения

проницаемости

(степени

неоднородности

пласта

по

проницаемости)

следует, что

осреднен-

ные

технологические

показатели

за

5, 15 и 30 лет

отличаются

сравнительно

несущественно.

Добыча

жидкости,

рассчитанная

по методам

I I , I I I и IV, отли­

чается

от рассчитанной

по методу I на 12—21%,

а нефти — на 8—

12%.

Такого

ж е

порядка

различия

н а б л ю д а ю т с я и в

определении

экономических

показателей

(себестоимости

и

приведенных

з а ­

цаемости

(степени

неоднородности) и

свойствах

жидкостей р а з ­

личие в

исходных

предпосылках того

или иного

метода расчета

Н е с у щ е с т в е н ны

различия

т а к ж е в себестоимости

и приведенных

з а т р а т а х

за

15-летний

период разработки . Р е з у л ь т а т ы ж е

расче­

тов обводнения

по методам

Б а ш Н И П И н е ф т ь

( I I I ) и Гипровосток-

нефть

(IV )

значительно

qH/nm

отличаются

от

результа-

т

тов, полученных по мето­

ду I .

П о

методу

I I I

добыча

жидкости

отличается

на

15; 2,3

и

0 , 1 5 % ,

а

добыча

нефти

соответственно

на

14, 3 3

и

4 5 % .

В

большей

степени

от­

личающиеся

результаты

дает

метод

I V :

в

добыче

жидкости — на

2 5 ; 4,8 и

8 , 5 % ,

а

в добыче

нефти

на 39,

4 3

и

6 5 % .

• В

абсолютных

ц и ф р а х

методы I I I и

I V д а ю т

за­

вышенную

добычу

нефти

на 2 , 0 — 3 , 0

млн. т/год.

На ­

столько

ж е

значительно

отличаются

и

экономиче­

ские

показатели:

по

ме-і

тоду

I себестоимость

за'

1 5 лет

разработки

состав­

ляет

1,26 руб/т,

а

по

ме­

тодам

I I I

л

I V — 1 , 7 и

2 , 5 5

руб/т

(на

3 5

и

1 0 3 % ) .

Сопоставим

технологи­

ческие

и

экономические

показатели

разработки

пятирядиой

системы сква­

ж и н при схеме их

разме ­

0,4

0,6

І,2Ѵ

щения

2 C T X L = 5 0 0

М Х

&

Х 6 0 0

и

L O

=

6 0 0

м,

рас­

Рис. 61. Сопоставление методов расчета технологиче­

считанные

по

методам

I ,

ских показателей разработки (трехрядная

система,

Ио=2,5).

I I , I I I и IV .

Обозначения

см. на

рис. 60

И з

табл .

1 5 и

рис. 6 2

следует,

что та к же , как и в трехрядных системах,

методы

I и I I

д а ю т практически

совпадающие результаты по дебитам жидкости и

нефти за 5, 1 5 и 3 0 лет разработки проектируемого гипотетического

месторождения . А именно, дебиты жидкости

отличаются на 7,8;

1,1 и 1 2 % , а дебиты нефти соответственно на

3 — 1 9 и 2 5 % .

Такого ж е порядка различия и особенности

нефти за 15-летний

период разработки .