Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 317
Скачиваний: 1
где а — показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктив ности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднород ности); [А* — коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.
а |
_1_ |
0,02 \ . |
|
^5 |
Ul ) ’ |
||
|
Щ = - Р П - 1.5(1 - К ,)).
Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотноше нии добывающих и нагнетательных скважин т — 1,2-т, т. е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза^. Максимальное значение не должно превышать восьми, так как при равномерной квадратной сетке скважин на первой линии вокруг нагнетательной размещается максимум восемь добывающих скважин.
3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выби раемых под нагнетание воды, v
v = |
а + 1 |
(Х.4) |
||
оь —|—1 |
т |
|||
|
|
|||
|
т + |
1 |
||
|
|
|||
4. Определяем функцию |
относительной |
производительности скважин (<р) |
||
Т - |
I |
1 I — |
S T T - |
<х « |
|
Vfi* |
1 Щ— v |
|
|
5. Определяем амплитудный дебит1 всей рассматриваемой нефтяной за лежи (<7о)
Ро = 365£э/(срЯо Арф, |
(Х.6) |
где Ар — принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.
Расчетные данные, полученные по формулам (X.3)—(X.5) для выбранного примера:
а |
[I* |
rh |
т |
v |
ф |
/СсрФ |
Ар, Па |
р0» |
0,52 |
2,0 |
4,14 |
5,0 |
2,22 |
0,340 |
0,425-10“Б |
1-10? |
млн. т/год |
7,00 |
||||||||
Р а с ч е т к о н е ч н о й |
х а р а к т е р и с т и к и и с п о л ь з о в а |
|||||||
ния |
з а п а с о в |
н е ф т и . |
|
|
|
|
||
1. |
Подвижные |
запасы нефти (Qn) |
|
|
|
|||
Qn^QeKxKt, |
|
|
|
|
|
(Х.7) |
||
где Qg — балансовые запасы нефти; Ki — коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого'объема нефтяных пластов при данной сетке скважин,
Кх = 1 - a S ,
а — постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до Q,5 (примем в данном случае а = 0,2), более подробно оценка этого коэффи циента приведена в работе [24]; S — площадь, приходящаяся на одну скважину, кма; ^ — коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых
1 Амплитудный дебит —это возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) разбуривании всех скважин (п0) и осуществлении необходимых технических мероприятий.
101
запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды). Этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U находится с учетом послойной неоднородности и\у наблю
даемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.
u l = u] + (u \+ 1) |
т |
+ о |
2,2 |
(Х.8) |
|
|
m + 1 ’ |
||
|
( 4 |
Ы |
|
|
|
|
|
Vs определяют по формуле (Х.2) с помощью фактических данных исследования скважин на приток (по данным дебитометрии).
3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
А = |
______^2______ |
(Х.9) |
|
(1 — А2) Но + А2 |
9 |
где |
|
|
ио = у о + щ ) р*; |
|
|
р. = -£*-; |
(х.ю) |
|
|
Рн |
|
А2 — предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто при нимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); р0 — коэффициент, учи тывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по по движности в и* раз и по плотности в р* раз (р* — соотношение плотностей вытес няющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях — см. табл. Х.2.
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кз) при данной послойной неоднородности пласта (£/£) и предельной доле агента (Л)
К3 = Квз + (Ккз- К нз)А, |
(X.1I) |
|
где |
|
|
к |
1 |
|
Лнз “ |
1,2+ 4,2и* ’ |
|
К |
1 |
|
К3 |
0,95 + 0,25£/р |
|
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов
нефти F определяется из соотношения |
|
F = Km + (K K3~ K H3)\n T^ - J . |
fX. 12) |
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Qfq) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:
Qfo = QnF, |
(Х.13) |
Qo = QnKB. |
(X. 14) |
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q^o2) в по* верхностных условиях будут равными:
Qfo2 = Qo + (Qfo — Qo) Po* |
(X. 15) |
192
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкост
1— |
Qo |
(X-16) |
ср' ‘ |
|
|
|
|
|
а нефтеотдача пластов |
|
|
К ио=ж |
= KlKiK* |
(Х.17) |
Для выбранного примера по формулам (Х.7)—(Х.17) определены необходи мые величины, результаты приведены ниже.
Кх |
<?п- |
и] |
|
млн. т |
|
0,93 |
155 |
0,1 |
*кз |
|
F |
0,909 |
0,792 |
1,355 |
|
С4О. |
|
Мо |
А |
Кнз |
0,6 |
0,9 |
2,0 |
0,818 |
0,269 |
«О- |
млн. т |
^fo2> |
^ср |
К о |
млн. т |
М1Н. т |
0,586 |
0,492 |
|
123 |
210 |
2Э7 |
Р а с ч е т ди н а м и к и д е б и тов неф ти и воды . Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числомскважин (в нашемслучае яц = 500) разбури вается и вводится в разработку равномерным темпом в течение пяти лет по 100 скважин в год.
На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает теку щий дебит,нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным Дебитом.
На следующей (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на до стигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от мини мального значения до максимального.
Примем, что за счет методов интенсификации (увеличения перепада давле ния, перевода на механизированную добычу и т. д.) максимальный амплитуд ный дебит qm будет в два раза больше минимального, равного 7 млн. т/год.
Третья стадия разработки происходит при фиксированных условиях, создав
шихся в конце второй стадии. |
|
|
|||
1. На |
первой стадии текущий дебит нефти |
|
|
||
|
3SL |
|
|
|
|
Q‘ = |
|
[Q0 |
- ( ? ! + «2 + |
+ ‘Ы Ь |
(ХЛ8) |
|
2 |
Qo |
|
|
|
где t — годы, я/о — число |
действующих скважин в /-м году; |
ni0 = ■П-£ + |
|||
+ 2/!(,„!)б; /1/6-число пробуренных скважин в t-м году; |
1) б — общее |
||||
число пробуренных скважин до /-го года. |
|
|
|||
Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях |
|
||||
|
|
Яо |
|
|
|
= |
“ |
± jo _ |
т ; ~ |
('-•>)] |
(X. 19) |
|
|||||
|
+ |
2 QFo |
|
|
|
Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях |
(Х.20) |
|
?/f2= ?/ + (fttF ~~ Qt) Р0. |
||
|
2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:
193
текущий амплитудный дебит (при |
|
^ |
Яш), |
|
||||||
_ |
____________ Qo.___________ |
> |
(Х.21) |
|||||||
9/0 ~ |
C,t |
/ |
|
+ <?/-i |
|
1 |
\ |
|
||
|
|
Qo ~ \ 4 i + |
|
|
|
|
|
|||
расчетный текущий дебит жидкости |
|
|
|
|||||||
|
|
Лю |
|
|
|
|
|
|
(Х.22) |
|
qtF = -----~q |
"[Q fo~(4if + • |
|
+■“?(/—l)fl. |
|||||||
|
|
|||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
массовый текущий дебит жидкости |
|
|
(Х.23) |
|||||||
4tFi ~ |
+ (flif ~~ 4t) hr |
|
|
|
|
|||||
3. |
|
На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, |
||||||||
создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии |
||||||||||
л/0 |
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
при —— = |
1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Результаты расчетов по формулам (Х.18)—(Х.23) приведены в табл. Х.З. |
||||||||||
Более подробно расчет показателей разработки других возможных вариан |
||||||||||
тов изложен в работе [24]. |
|
|
|
|
|
|||||
После расчета показателей разработки залежи рассматриваются вопросы |
||||||||||
реализации |
данной |
системы заводнения. |
|
|
|
|||||
В о п р о с ы р е а л и з а ц и и и з б и р а т е л ь н о й с и с т е м ы з а |
||||||||||
в о д н е н и я . |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
После |
разбуривания залежи или участка, включающего 20—30 скважин, |
|||||||||
в процессе их эксплуатации проводится геологическое и гидродинамическое изу- |
||||||||||
ТАБЛИЦА |
Х.З |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годы |
|
«го- |
|
Q/0. млн. т |
Добыча, |
млн. т |
Обводненность, % |
|||
|
|
нефти |
qi |
жидкости qtp2 |
|
|||||
t |
млн. т/год |
|
|
|
||||||
1 |
|
0,7 |
|
|
12,3 |
|
0,68 |
|
0,70 |
2,3 |
2 |
|
2,1 |
|
|
36,9 |
|
2,00 |
|
2,08 |
3,6 |
3 |
|
3,5 |
|
|
61,5 |
|
3,25 |
|
3,45 |
5,7 |
4 |
|
4,9 |
|
|
86,1 |
|
4,44 |
|
4,80 |
7,5 |
5 |
|
6,3 |
|
|
110,7 |
|
5,65 |
|
6,13 |
9,5 |
6 |
|
7,0 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
6,74 |
12,2 |
7 |
|
7,4 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
7,04 |
15,9 |
8 |
|
7,9 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
7,36 |
19,5 |
9 |
|
8,4 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
7,72 |
23,3 |
10 |
|
9,1 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
8,12 |
27,1 |
11 |
|
9,8 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
8,56 |
30 8 |
12 |
|
10,6 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
9,06 |
34,6 |
13 |
|
11,6 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
9,64 |
38,6 |
14 |
|
12,8 |
|
|
123 |
|
5,92 |
|
10,28 |
42,4 |
15 |
|
14,0 |
|
|
123 |
|
5,79 |
|
10,25 |
43,5 |
16 |
|
14,0 |
|
|
123 |
|
5,17 |
|
9,81 |
47,3 |
17 |
|
14,0 |
|
|
123 |
|
4,61 |
|
9,39 |
50,9 |
18 |
|
14,0 |
|
|
123 |
|
4,11 |
|
8,97 |
54,2 |
19 |
|
14,0 |
|
|
123 |
|
3,67 |
|
8,57 |
57,2 |
20 |
|
14,0 |
|
|
123 |
|
3,28 |
|
8,16 |
59,8 |
194
чение продуктивного горизонта. На основе этого анализа выбираются нагнета тельные скважины.
Условия выбора сводятся к следующему.
1.Нагнетательные скважины должны быть рассредоточены по площади и окружены со всех сторон зоной разгрузки. Это приводит к минимуму их взаимо действия и, следовательно, способствует более высокой приемистости.
2.Нагнетательные скважины выбирают таким образом, чтобы они, по воз можности, вскрывали все пласты, прослеживаемые в окружающих добывающих скважинах. При этом вовлекаются в эффективную разработку все запасы нефти залежи и обеспечивается возможность регулирования их выработки.
Быстрое и правильное решение такой задачи проводится с помощью коэффи циента связанности, характеризующего степень связанности данной скважины с пластами-коллекторами, вскрытыми в окружающих скважинах.
Указанный параметр определяется для каждой из пробуренных скважин по формуле
п
Ёa i
УУ kin 1=1 1+m
„ |
_ n |
rntK. V |
и |
(X.24) |
|
1 |
^lK |
rn 1+m |
1 |
||
|
где m — число скважин, окружающих анализируемую скважину, при равномер ной квадратной сетке это число равно восьми; т ;к — число скважин, окружающих анализируемую скважину, в которой вскрыт одноименный интервал-коллектор (пропласток) — например, пропласток (интервал) аг вскрыт в четырех из восьми окружающих скважин; р;к — показатель, характеризующий наличие интервал-
ТАБЛИЦА Х.4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Толщина пропластков |
в |
м по скважинам |
|
|
||||
Пропласток |
А |
1 |
2 |
|
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
|||||||||
|
2,0 |
— |
1,2 |
|
1,2 |
1,8 |
1,8 |
1.6 |
2^8 |
2^0 |
а3 |
0,4 |
1,0 |
|
4,0 |
2,4 |
2,0 |
||||
— |
0,6 |
— |
|
4,0 |
— |
2,4 |
1,6 |
1,4 |
||
«4 |
— |
2,0 |
1,0 |
|
2,4 |
— |
1,6 |
8,0 |
4,0 |
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пропласток |
PiK |
|
Е |
|
л/к |
|
т Ы |
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
||||
|
|
|
1+т |
|
|
|
|
|
||
а1 |
1 |
|
|
7,8 |
|
0,5 |
|
3,9 |
|
|
а2 |
1 |
|
14,0 |
|
0,75 |
|
10,5 |
|
||
а9 |
0 |
|
10,8 |
|
0,625 |
|
0 |
|
||
|
0 |
|
17,0 |
|
0,875 |
|
0 |
|
||
Итого |
|
|
49,6 |
|
|
|
14,4 |
|
||