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: 334
Скачиваний: 1
0 ,2 < sd< 1; /n (sB»Sr) = 0,
0 < s n<0,2.
9. Насыщенность связанной водой sCu= 0,2, средняя остаточная йефтенасыщенность sHo=0,15, остаточная газонасыщенность sr0 = 0,1.
10.Начальное распределение осредненных по эффективной толщине нефте-
иводонасыщенности.
|
|
f 0 |
при |
0 < |
л; < 750 |
- |
_ |
/ 0,2 при |
|
0 < * < |
3300 |
|||||
|
|
0,80 |
при 750 < х ^ |
3300 |
|
|||||||||||
|
|
Son “ |
I 1,0 при 3300 < л: < |
3750 |
||||||||||||
|
|
I 0 |
при3300 < х ^ |
3750 |
||||||||||||
|
|
(х в м). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11. Начальное распределение давления р$= 17,5 МПа. |
2025, |
хл = 2675, |
|||||||||||||
хъ = |
12. |
Координаты |
рядов (м): |
^ = 700, |
х2 = 1375, лг3 = |
|||||||||||
3350. |
|
в |
рядах |
пг= п2 = |
п3= |
пх = |
= |
1. |
|
|
|
|||||
|
Число скважин |
|
внутренней |
|||||||||||||
|
13. Приведенный |
|
радиус |
скважины |
гс = |
|
0,0001 |
м, |
радиус |
|||||||
области |
гкi = Oj/n = |
|
103,5.м |
(/= |
1, 2, 3, |
4, |
5). |
|
|
|
t = 0. |
|||||
|
14. Все скважины вводятся в эксплуатацию одновременно при |
|||||||||||||||
|
15. |
Коэффициент |
эксплуатации Сэ = |
1. |
|
рассматривается непрерывный |
||||||||||
|
16. |
Коэффициент |
воздействия |
6 = 1 , |
т. е. |
|||||||||||
пласт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17. Режим работы скважин: |
|
скважин в |
ряду |
рсэ/ = |
|
Ю,0 МПа |
|||||||||
(/ = |
а) добывающих — забойное давление |
|
||||||||||||||
2, |
4); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б) нагнетательных — забойное давление скважин в ряду pcuj — 20,0 МПа,, |
|||||||||||||||
доля закачиваемой воды фву = 1 |
( /= 1 ,3 , |
5). |
|
|
|
|
|
|
||||||||
18.Режим работы скважин во времени не меняется.
19.Условия на внешних границах. Границы непроницаемы, т. е. объемные*
расходы нефти, газа и воды при v == 0 и х = 3750 м равны нулю (Qrn = Qrr = = QrB = 0).
Исходные данные для расчета технологических показателей залежи
На залежи имеется три типа элементов в соответствии с выделенными тремя: зонами. Число элементов в зонах составляет:
I зона — 8 элементов (40 скважин);
IIзона — 18 элементов (90 скважин); III зона — 14 элементов (70 скважин).
Всего выделено 40 элементов (200 скважин).
1. Технологические показатели по элементам трех различных типов выданье
на широкой печати и записаны на магнитную ленту. |
(табл. XIII. 1). |
|
||||||
2. Порядок |
ввода элементов — матрица ввода |
rijk |
|
|||||
Таким образом, в соответствии с матрицей ввода все 40 элементов вступают |
||||||||
в разработку в течение первых пяти лет. |
|
|
|
|
||||
ТАБЛИЦА |
XIII.1 |
|
|
|
|
|
|
|
/ —тип |
|
|
|
k—год |
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Всего |
|
|
|
|||||||
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
8 |
0 |
0 |
8 |
2 |
0 |
2 |
8 |
8 |
0 |
0 |
0 |
18 |
3 |
8 |
6 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
14 |
Всего |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
0 |
0 |
40 |
258
3. Удельный вес воды— 104 Н/м3, удельный вес нефти — 7,01-Ю3 Н/м3.
4.Запасы нефти по залежи — 44,14 млн. т.
5.Начальный год ввода залежи в разработку — 1976 г.
Результаты расчетов
На первом этапе расчетов на основе гистограммы (см. рис. XIII. 10) была построена модель слоистого пласта согласно § I данной главы. В табл. XIII.2 приводятся эффективные проницаемости пропластков kj (мкм2) и их относитель
ные толщины фу для элементов I зоны. Аналогичные данные рассчитаны для эле ментов II и III зон.
На втором этапе построены модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей. Представим интегралы (XIII. 15), (XIII. 18) в дискрет
ной форме |
в виде соответствующих конечных |
сумм. |
|||
I |
п |
|
N |
|
(XIII.40) |
^ = |
/=1 |
|
* * = Е |
й/Ч,/ . |
|
|
|
|
|
|
|
j |
п |
|
N |
|
(XIII.41) |
"« = ** S |
т / Ь |
= £ |
т 1Ь |
||
|
-- 1 |
/=1 |
|
|
|
|
/=1 |
|
|
|
|
(/1= 1,2, |
Л0, |
|
|
|
|
где N — число пропластков, ф. и k* берутся из табл. XIII.‘2.
Принимая нижний предел проницаемости km\n = 0,001 мкм2, получаем из (XIII.19)
т*. = т,
так как в соответствии с гистограммой (см. рис. XIII. 10) в диапазоне 0 < k < < 0,001 мкм9' функция распределения /0 (k) = 0.
Соотношения (XI 11.41) принимают вид
п( N
tin = £ Фу. т* = т |
( 2 фу= 1 |
(XIII.42) |
/=1 |
n/=i |
|
Вычисляя суммы (XIII.40) и (XIII.42) в зависимости от дискретного параметра п, устанавливаем зависимость vn (un). Затем, используя соотношение (XIII.17) в дискретной форме
tin |
SpT -- snn |
Dmi |
|
|
|
|
|
Sbt ^cb |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
ТАБЛИЦА |
|
XIII.2 |
|
|
|
|
Номер |
|
k*. 103 |
+/ |
Номер |
k*-103 |
*/ |
пропластка |
пропластка |
|||||
1 |
|
1.15 |
0,24186 |
6 |
73,03 |
0,20846 |
2 |
|
2,23 |
0,18953 |
7 |
172,7 |
0,01787 |
3 |
|
2,905 |
0,0000 |
8 |
204,3 |
0,01643 |
4 |
|
10,8 |
0,19533 |
9 |
230,4 |
0,01162- |
5 |
|
46,03 |
0,05189 |
10 |
307,9 |
0,06701 |
259
находим зависимость vn (sBn), которую аппроксимируем подходящей непрерыв ной функцией v (sB) с помощью соотношения (XIII.21)
sr — sro 4- (Spn — Sr0) |
$вт — $св |
$ВП ^ ^ВТ» |
|
sВТ — §вп |
|
из (XIII. 14) определяем модифицированные относительные проницаемости как функции FH(sr, sB), Fr (sr, sB) и FB(sB).
Fh = V(*в) /н (Sr»SCB)i Fг == v (sB) /p (sr,sCB);
^b = [ 1 v (*b)] /в (sro»sBm)l
/н (Sr.Sce) = ( |
° ’*o*,85 Sr |
) 2’8t‘ |
+ |
°-2 (2-4 + 16-5sr)l |
||
при 0<sr<0,65 |
|
|
|
|
|
|
/н(*г.«св) = 0 |
при |
0,65 < s r < |
1; |
|
|
|
/г (Sr>SCB) = ( |
g g’----) |
[1+3(1 |
Sr)] |
|||
при 0,l<sr< l; |
|
|
|
|
|
|
/г(5г.®св)=0 |
при |
0 < sr < 0,1; |
|
|
|
|
/в (^вт^го) = 0,26944; |
|
|
|
|
||
v (sB) = 2 — 2 erf {[0,675 + 8,5 (sB- |
0,2)]/K2 } |
|||||
при sCB^ sB^ sBm — s,
где e — некоторая положительная малая величина (в расчетах е = 0,01).
v (sB) = 0 |
при |
sB> s Bm —е; |
v (рв) = 1 |
при |
0 < sB< 0,2. |
Заметим, что функция vH(sBH) аппроксимируется табулированной функцией непрерывного аргумента erf г. Модифицированные фазовые проницаемости при
|
|
няты |
одинаковыми |
для |
всех |
||||
|
|
трех зон. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На третьем этапе проводится |
|||||||
|
|
расчет технологических |
показа |
||||||
|
|
телей. Динамика основных |
по |
||||||
|
|
казателей разработки расчетно |
|||||||
|
|
го элемента первой зоны во |
|||||||
|
|
времени |
приведена |
на |
рис. |
||||
|
|
XIII. 11 |
и |
XIII. 12. |
Аналогично |
||||
|
|
вычислены технологические |
по |
||||||
|
|
казатели для |
элементов |
второй |
|||||
|
|
и третьей |
зон. |
|
|
прово |
|||
|
|
На |
четвертом этапе |
||||||
|
|
дится |
расчет |
технологических |
|||||
|
|
показателей всей |
залежи в це |
||||||
|
|
лом с учетом |
динамики |
ввода |
|||||
|
|
элементов в разработку |
по про |
||||||
|
|
грамме SUMMA. |
Все основные |
||||||
|
|
технологические показатели за |
|||||||
|
|
лежи |
в |
целом |
сведены |
в |
|||
|
|
табл. XIII.3 и |
XIII.4, получен |
||||||
Рис. XIII.11. Дебиты нефти и жидкости (QH9J1, |
ные в АЦПУ БЭСМ-6. |
|
от |
||||||
В заключение |
следует |
||||||||
ОЖЭЛ), |
расход закачиваемой воды (QB39JI), |
метить, |
что, |
как |
показывает |
||||
обводненность продукции (WR9JI), и газовый |
|||||||||
фактор |
(ГФЭЛ) в зависимости от времени |
опыт использования |
методики с |
||||||
260
ТАБЛИЦА |
XIII.3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ |
ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Добыча годовая |
|
Закачка |
годовая |
|
Добыча |
накопленная |
|
|
|
|
Год раз |
|
млн. |
|
млрд, м3 |
млн. м3 |
млрд, м3 |
|
млн. |
|
млрд, |
м3 |
|
работки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти |
жидкости |
воды |
|
воды |
|
нефти |
жидкости |
воды |
|
|
|
1 |
0,971 |
0,971 |
0,00 |
0,171 |
0,74 |
0,000 |
0,9709 |
0,9709 |
0,000 |
0,171 |
|
|
2 |
1,689 |
1,689 |
0,00 |
0,291 |
1,59 |
0,000 |
2,6595 |
2,6596 |
0,000 |
0,462 |
|
|
3 |
2,439 |
2,440 |
0,00 |
0,412 |
2,70 |
0,000 |
5,0984 |
5,1000 |
0,002 |
0,874 |
|
|
4 |
3,050 |
3,152 |
0,10 |
0,509 |
3,89 |
0,000 |
8,1487 |
8,2520 |
0,103 |
1,384 |
|
|
N |
2,685 |
3,181 |
0,50 |
0,443 |
4,38 |
0,000 |
10,833 |
11,433 |
0,599 |
1,827 |
|
|
|
Закачка |
накопленная |
Обводнен |
Газовый |
|
Число скважин |
Дебит одной сква |
Закачка |
в |
|||
|
|
одну |
сква |
|||||||||
|
|
|
ность |
фактор |
|
|
|
жины |
жину |
|
||
Год раз |
млн. м3 |
млрд, м3 |
|
|
добывающих |
нагнетатель |
т/сут |
куб. |
м |
в |
||
работки |
|
|
% |
м3/т |
|
|
ных |
|
|
сутки |
|
|
|
воды |
|
|
работа |
|
по нефти |
по жид |
воды |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
1 |
ющих |
|
кости |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
0,744 |
0,0000 |
0,0 |
176,3 |
16,00 |
16,0 |
24,00 |
166,2 |
166 |
84,96 |
|
|
2 |
2,336 |
0,0000 |
0,0 |
172,3 |
32,00 |
32,0 |
48,00 |
144,6 |
145 |
90,88 |
|
|
3 |
5,032 |
0,0000 |
0,1 |
169,1 |
48,00 |
48,0 |
72,00 |
139,2 |
139 |
102,6 |
|
|
4 |
8,923 |
0,0000 |
3,2 |
167,0 |
64,00 |
64,0 |
96,00 |
130,6 |
135 |
111,1 |
|
|
N |
13,30 |
0,0000 |
16 |
165,1 |
80,00 |
80,0 |
120,0 |
91,94 |
109 |
100,0 |
|
|
ТАБЛИЦА XIII.4
ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Добыча годовая
Год
разработки
1
2
3
4 N
Год
разработки
млн. м3 |
|
|
|
млн. |
|
|
|
млрд, м* |
|
млн. м3 |
||
жидкости, |
из нагнетатель |
из механизированных |
скважин |
из газовой |
жидкости, |
|||||||
ных скважин |
шапки |
|
|
|||||||||
всего |
нефти |
|
нефти |
жидкости |
| |
воды |
газа |
|
|
|
всего |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
1,307 |
0,000 |
|
0,000 |
0,000 |
|
|
0,000 |
0,000 |
|
|
1,3067 |
|
2,273 |
0,000 |
|
0,000 |
0,000 |
|
|
0,000 |
0,000 |
|
|
3,5795 |
|
3,284 |
0,000 |
|
0,000 |
0,000 |
|
|
0,000 |
0,000 |
|
|
6,8635 |
|
4,207 |
0,000 |
|
0,000 |
0,000 |
|
|
0,000 |
0,000 |
|
|
11,071 |
|
4,109 |
0,000 |
|
0,000 |
0,000 |
|
|
0,000 |
0,000 |
|
|
15,180 |
|
|
Добыча |
накопленная |
|
|
|
Число скважин |
|
|
|
|
||
|
млн. |
|
|
млрд, м3 |
|
|
|
|
|
Дебит |
на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 СКВ. |
по |
|||
|
|
|
|
|
добывающих |
нагнетатель |
жидк., м3 в |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
сутки |
|||||
из механизированных скважин |
из газовой шапки |
механизи |
ных, дающих |
|
|
|
|
|||||
|
рованных |
нефть |
|
|
|
|
||||||
нефти |
ЖИДКОСТИ |
ВОДЫ |
газа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча накоп ленная млн. т
из нагнетатель ных скважин
нефти
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
Отбор нефти от запасов, %
годовой накоп ленный
1 |
0,0000 |
0,0000 |
0,000 |
0,0000 |
0,000 |
0,000 |
223,7 |
2,19 |
2,2 |
2 |
0,0000 |
0,0000 |
0,000 |
0,0000 |
0,000 |
0,000 |
194,6 |
3,82 |
6,0 |
3 |
0,0000 |
0,0000 |
0,000 |
0,0000 |
0,000 |
0,000 |
187,4 |
5,52 |
12 |
4 |
0,0000 |
0,0000 |
0,000 |
0,0000 |
0,000 |
0,000 |
180,1 |
6,90 |
18 |
N |
0,0000 |
0,0000 |
0,000 |
0,0000 |
0,000 |
0,000 |
140,7 |
6,08 |
25 |