Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
118
6. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ПО МЕТОДУ БАКЛЕЯ-ЛЕВЕРЕТТА
6.1. Общие положения
Непоршневое вытеснение нефти водой – это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.
Все известные методики расчета процесса разработки нефтяных месторождений с учётом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации «двухфазной фильтрации» неоднородных жидкостей. В данном случае рассмотрена двухфазная фильтрация на примере вытеснения нефти водой из прямолинейного однородного пласта. Этот случай соответствует вытеснению нефти водой из элемента однорядной схемы расположения скважин, происходящему в сечениях элемента, находящихся на значительном удалении от самих скважин, где характер движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей близок к прямолинейному.
6.2. Пример расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения с использованием модели непоршневого вытеснения
6.2.1. Исходные данные
Нефтяное месторождение площадью нефтеносности Sнн = 1600104 м2 разрабатывается с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной схемы, содержащий одну скважину (1/2 добывающей и 1/2 нагнетательной), имеет ширину b = 400 м и длину l = 400 м. Месторождение вводится в разработку за 10 лет, причем во времени месторождение разбуривается равномерно. Разрабатываемый пласт месторождения имеет следующие параметры: толщина h = 15 м; коэффициент пористости m = 0,25; начальная насыщенность связанной водой Sсв = S0 = 0,2; вязкость нефти в пластовых условиях н = 6,0 мПа.с; вязкость воды в пластовых условиях н = 1,2 мПа.с; коэффициент охвата заводнением по толщине пласта Кохв = 0,80.
По данным лабораторных исследований вытеснения нефти водой установлено, что остаточная нефтенасыщенность после многократной промывки образца горной породы водой равна Sн.ост = 0,27, а зависимость изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде в зависимости от текущей водонасыщенности Si имеет вид
. (6.1)
Исходя из технико-экономических обоснований, норма отбора жидкости из одной добывающей скважины q = 175 м3/сут, а конечная обводненность добываемой продукции nв = 96%.
6.2.2. Последовательность проведения расчетов
На первом этапе все расчеты проводят для одного элемента пласта. Последовательность расчетов:
1. Определяют водонасыщенность пласта к моменту завершения процесса разработки:
Sв.ост = 1 – Sн.ост. (6.2)
Sв.ост = 1 – 0,27 = 0,73.
2. Для качественного построения графических зависимостей определяют интервал изменения текущей водонасыщенности таким образом, чтобы количество точек на графике не было менее 20.
Si = (Sв.ост – S0)/20. (6.3)
Si = (0,73 – 0,2)/20 = 0,0265.
3. Определяют значения фазовых проницаемостей по воде Kв и нефти Кн при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности Si согласно уравнению (6.1).
4. Определяют функцию Баклея-Леверетта:
. (6.4)
5. Определяют дифференциал от функции Баклея-Леверетта:
. (6.5)
Все расчеты по пунктам 2 – 5 ведут табличным методом.
Таблица 6.1
Зависимость функции Баклея-Леверетта и дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности
|
N п/п |
Si |
Kв(Si) |
Kн(Si) |
F(Si) |
F/ (Si) |
|
1 |
0,200 |
0 |
1 |
0 |
0 |
|
2 |
0,225 |
0,000977 |
0,907885 |
0,005349 |
0,21396 |
|
3 |
0,250 |
0,003906 |
0,820221 |
0,023258 |
0,71636 |
|
4 |
0,275 |
0,008789 |
0,737006 |
0,056272 |
1,32056 |
|
5 |
0,300 |
0,015625 |
0,658241 |
0,106095 |
1,99292 |
|
6 |
0,325 |
0,024414 |
0,583927 |
0,172905 |
2,6724 |
|
7 |
0,350 |
0,035156 |
0,514062 |
0,254813 |
3,27632 |
|
8 |
0,375 |
0,047852 |
0,448647 |
0,347806 |
3,71972 |
|
9 |
0,400 |
0,0625 |
0,387682 |
0,446312 |
3,94024 |
|
10 |
0,425 |
0,079102 |
0,331168 |
0,54427 |
3,91832 |
|
11 |
0,450 |
0,097656 |
0,279103 |
0,636293 |
3,68092 |
|
12 |
0,475 |
0,118164 |
0,231488 |
0,71849 |
3,28788 |
|
13 |
0,500 |
0,140625 |
0,188323 |
0,788745 |
2,8102 |
|
14 |
0,525 |
0,165039 |
0,149608 |
0,846525 |
2,3112 |
|
15 |
0,550 |
0,191406 |
0,115344 |
0,892441 |
1,83664 |
|
16 |
0,575 |
0,219727 |
0,085529 |
0,927773 |
1,41328 |
|
17 |
0,600 |
0,25 |
0,060164 |
0,954079 |
1,05224 |
|
18 |
0,625 |
0,282227 |
0,039249 |
0,972939 |
0,7544 |
|
19 |
0,650 |
0,316406 |
0,022784 |
0,985803 |
0,51456 |
|
20 |
0,675 |
0,352539 |
0,010769 |
0,993928 |
0,325 |
|
21 |
0,700 |
0,390625 |
0,0 |
1,0 |
0,24288 |
6. Строят график зависимости функции Баклея-Леверетта f(Si) от текущей водонасыщенности Si на миллиметровой бумаге в масштабе, необходимом для дальнейшей его точной обработки (см. рис. 6.1).
7. На графике 6.1 проводят касательную линию от S0 к зависимости f(Si) = F(Si) и определяют значения Sф и f(Sф), где Sф – водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, f(Sф) – значение функции Баклея-Леверетта на фронте вытеснения нефти водой. Для данного примера Sф = 0,487; f(Sф) = 0,750.
8. Определяют дифференциал функции Баклея-Леверрета, соответствующий водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой:
. (6.6)
f/(Sф) = (0,750 – 0)/(0,487 – 0,2) = 2,613.
9. Определяют время безводной эксплуатации добывающей скважины:
, (6.7)
где hэф = hKохв.
В данном примере дебит скважины, равный 175 м3/сут, задан исходя из технико-экономических соображений. Однако он может быть рассчитан по формуле Дюпюи:
, (6.8)
где Rk – радиус контура питания, который определяется из условия равенства площадей исходного элемента залежи и эквивалентного ему кругового элемента:
, (6.9)
. (6.10)
t = (0,25400м400м15м0,8)/(175м3/сут2,613) = 1050 сут 2,87 года.
10. Определяют водный период разработки элемента залежи. Предполагают, что при t > t фронт вытеснения нефти водой существует как фиктивный, т.е. кажущийся фронт вытеснения при r > Rк. Исходя из этого предположения, получено следующее соотношение [12] для добычи продукции скважины за водный период времени:
, (6.11)
где - кажущаяся водонасыщенность за пределами элемента залежи.
. (6.12)
Таким образом, получена взаимосвязь между функцией Баклея-Леверетта, полученной по фазовым проницаемостям по нефти и воде на основе лабораторных экспериментов по вытеснению, и фактическим временем разработки элемента залежи за водный период эксплуатации.
11. Строят график зависимости дифференциала функции Баклея-Леверетта f/(Si) от текущей водонасыщенности Si на миллиметровой бумаге в масштабе, необходимом для дальнейшей его точной обработки (см. рис. 6.2).
12. Задаются временным интервалом (как правило, один год) разработки элемента залежи за водный период эксплуатации.
13. По формуле (6.12) определяют дифференциал функции Баклея-Леверетта за водный период разработки элемента залежи.
14. По графику 6.2 определяют кажущуюся водонасыщенность за водный период разработки элемента залежи по годам разработки.
15. По графику 6.1 определяют функцию Баклея-Леверетта f(S) от кажущейся водонасыщенности за водный период разработки элемента залежи по годам разработки. Полученная функция Баклея-Леверетта соответствует обводненности продукции скважины за водный период разработки элемента залежи:
f(S) = nв. (6.13)
16. Определяют суточную добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки:
qв = qnв. (6.14)
17. Определяют суточную добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки:
qн = q - qв. (6.15)
18. Определяют годовую добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки:
Qв = 365 qв. (6.16)
19. Определяют годовую добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки:
Qн = 365 qн. (6.17)
Все расчеты ведут до обводненности nв = 96 %.
20. Определяют геологические запасы нефти элемента залежи:
Vгеол = blhэфm(1-S0). (6.18)
Vгеол.э. = 400м400м15м0,80,25(1 – 0,2) = 384000 м3.
21. Определяют накопленную добычу нефти из элемента залежи (до обводненности продукции 96 %):
Qн.нак = Qнi. (6.19)
22. Определяют текущий коэффициент нефтеотдачи элемента залежи по годам разработки:
. (6.20)
Все расчеты по пунктам 12 – 22 ведут табличным способом (табл. 6.2).
23. Строят график динамики показателей разработки элемента залежи (см. рис. 6.3).
24. Определяют динамику добычи нефти по всему месторождению, с учетом того, что оно вводится в разработку в течение 10 лет. Все расчеты ведут табличным способом (см. табл. 6.3).
Таблица 6.2
Технологические показатели разработки элемента залежи
|
N п/п |
Si |
F(Si) |
F/ (Si) |
T, годы |
, график |
, график |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации |
|||||||
|
1 |
0,200 |
0 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
|
2 |
0,225 |
0,005349 |
0,21396 |
1 |
- |
- |
- |
|
3 |
0,250 |
0,023258 |
0,71636 |
2 |
- |
- |
- |
|
4 |
0,275 |
0,056272 |
1,32056 |
2,5 |
- |
- |
- |
|
Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации |
|||||||
|
5 |
0,300 |
0,106095 |
1,99292 |
3 |
2,505 |
0,530 |
0,877 |
|
6 |
0,325 |
0,172905 |
2,6724 |
4 |
1,87875 |
0,555 |
0,90 |
|
7 |
0,350 |
0,254813 |
3,27632 |
5 |
1,503 |
0,575 |
0,927 |
|
8 |
0,375 |
0,347806 |
3,71972 |
6 |
1,2525 |
0,590 |
0,945 |
|
9 |
0,400 |
0,446312 |
3,94024 |
7 |
1,073571 |
0,600 |
0,954 |
|
10 |
0,425 |
0,54427 |
3,91832 |
8 |
0,939375 |
0,610 |
0,961 |
|
11 |
0,450 |
0,636293 |
3,68092 |
9 |
0,835 |
0,620 |
0,969 |
|
12 |
0,475 |
0,71849 |
3,28788 |
10 |
0,7515 |
0,625 |
0,973 |
|
13 |
0,500 |
0,788745 |
2,8102 |
11 |
0,683182 |
0,630 |
0,979 |
|
14 |
0,525 |
0,846525 |
2,3112 |
12 |
0,62625 |
0,635 |
0,981 |
|
15 |
0,550 |
0,892441 |
1,83664 |
13 |
0,578077 |
0,640 |
0,983 |
|
16 |
0,575 |
0,927773 |
1,41328 |
- |
- |
- |
- |
|
17 |
0,600 |
0,954079 |
1,05224 |
- |
- |
- |
- |
|
18 |
0,625 |
0,972939 |
0,7544 |
- |
- |
- |
- |
|
19 |
0,650 |
0,985803 |
0,51456 |
- |
- |
- |
- |
|
20 |
0,675 |
0,993928 |
0,325 |
- |
- |
- |
- |
|
21 |
0,700 |
1,0 |
0,24288 |
- |
- |
- |
- |
Продолжение табл. 6.2
Технологические показатели разработки элемента залежи
|
T, годы |
q, м3/сут |
qв, м3/сут |
qн, м3/сут |
nв |
Qн, м3/год |
Qн.нак, м3/год |
Кно |
|
5 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации |
|||||||
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
1 |
175 |
0 |
175 |
0 |
63875 |
63875 |
0,166341 |
|
2 |
175 |
0 |
175 |
0 |
63875 |
127750 |
0,332682 |
|
2,5 |
175 |
0 |
175 |
0 |
31937,5 |
159687,5 |
0,415853 |
|
Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации |
|||||||
|
3 |
175 |
153,475 |
21,525 |
0,877 |
7856,625 |
167544,1 |
0,436313 |
|
4 |
175 |
157,5 |
17,5 |
0,90 |
6387,5 |
173931,6 |
0,452947 |
|
5 |
175 |
162,225 |
12,775 |
0,927 |
4662,875 |
178594,5 |
0,46509 |
|
6 |
175 |
165,375 |
9,625 |
0,945 |
3513,125 |
182107,6 |
0,474239 |
|
7 |
175 |
166,95 |
8,05 |
0,954 |
2938,25 |
185045,9 |
0,48189 |
|
8 |
175 |
168,175 |
6,825 |
0,961 |
2491,125 |
187537 |
0,488378 |
|
9 |
175 |
169,575 |
5,425 |
0,969 |
1980,125 |
189517,1 |
0,493534 |
|
10 |
175 |
170,275 |
4,725 |
0,973 |
1724,625 |
191241,8 |
0,498025 |
|
11 |
175 |
171,325 |
3,675 |
0,979 |
1341,375 |
192583,1 |
0,501519 |
|
12 |
175 |
171,675 |
3,325 |
0,981 |
1213,625 |
193796,8 |
0,504679 |
|
13 |
175 |
172,025 |
2,975 |
0,983 |
1085,875 |
194882,6 |
0,507507 |
Таблица 6.3
Динамика добычи нефти по месторождению
|
Годы разработки месторождения |
Суммарная добыча нефти из 10 элементов, тыс. м3, вводимых в разработку в году |
Годовая добыча нефти по месторождению, тыс. м3 |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||
|
1 |
638,7 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
638,7 |
|
2 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1277,4 |
|
3 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1355,96 |
|
4 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1419,83 |
|
5 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
- |
- |
- |
1466,46 |
|
6 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
- |
- |
1501,59 |
|
7 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
- |
1530,97 |
|
8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
- |
1555,88 |
|
9 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
- |
1575,68 |
|
10 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
638,7 |
1592,93 |
|
11 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
638,7 |
967,64 |
|
12 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
78,56 |
341,08 |
|
13 |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
63,87 |
273,38 |
|
14 |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
46,63 |
209,51 |
|
15 |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
35,13 |
162,88 |
|
16 |
- |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
29,38 |
127,75 |
|
17 |
- |
- |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
24,91 |
98,37 |
|
18 |
- |
- |
- |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
19,8 |
73,46 |
|
19 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
17,25 |
53,66 |
|
20 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
13,41 |
36,41 |
|
21 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
10,86 |
12,14 |
23 |
|
22 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
10,86 |
10,86 |
Таблица 6.4
Динамика добычи воды по месторождению
|
Годы разработки месторождения |
Суммарная добыча воды из 10 элементов, тыс. м3, вводимых в разработку в году |
Годовая добыча воды по месторождению, тыс. м3 |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||
|
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
|
2 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
|
3 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
560,2 |
|
4 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1135,1 |
|
5 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
- |
1727,2 |
|
6 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
2330,8 |
|
7 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
- |
- |
2940,2 |
|
8 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
- |
3554 |
|
9 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
- |
4172,9 |
|
10 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
0 |
4794,4 |
|
11 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
0 |
5419,7 |
|
12 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
560,2 |
6046,3 |
|
13 |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
574,9 |
6114 |
|
14 |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
592,1 |
5539,1 |
|
15 |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
603,6 |
4947 |
|
16 |
- |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
609,4 |
4343,4 |
|
17 |
- |
- |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
613,8 |
3734 |
|
18 |
- |
- |
- |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
618,9 |
3120,2 |
|
19 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
621,5 |
2501,3 |
|
20 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
625,3 |
1879,8 |
|
21 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
627,9 |
626,6 |
1254,5 |
|
22 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
627,9 |
627,9 |
25. Определяют динамику добычи воды по всему месторождению, с учетом того, что оно вводится в разработку в течение 10 лет. Все расчеты ведут табличным способом (см. табл. 6.4).
26. Определяют годовую добычу жидкости по всему месторождению.
27. Определяют обводненность добываемой жидкости по годам разработки:
. (6.21)
28. Определяют годовой водонефтяной фактор:
. (6.22)
29. Определяют накопленную добычу нефти по всему месторождению по годам разработки:
. (6.23)
30. Определяют накопленную добычу воды по всему месторождению по годам разработки:
. (6.24)
31. Определяют накопленный водонефтяной фактор:
. (6.25)
32. Определяют геологические запасы нефти всего месторождения:
Vгеол = Sннhэфm(1-S0). (6.26)
Vгеол.м. = 1600104 м2 15м0,80,25(1 – 0,2) = 38400103 м3.
33. Определяют коэффициент нефтеотдачи по годам разработки по всему месторождению:
. (6.27)
Все расчеты по пунктам 26 – 33 ведут табличным способом (см. табл. 6.5).
34. Строят график динамики показателей разработки элемента залежи (см. рис. 6.4).
Таблица 6.5
Динамика основных показателей разработки по месторождению
|
Годы |
Годовая добыча нефти, тыс. м3 |
Годовая добыча воды, тыс. м3 |
Годовая добыча жидкости, тыс. м3 |
Годовая обводненность продукции, % |
Годовой водонефтяной фактор |
Накопленная добыча нефти, тыс. м3 |
Накопленная добыча воды, тыс. м3 |
Накопленный водонефтяной фактор |
Коэффициент нефтеотдачи |
|
1 |
638,7 |
0 |
638,7 |
0 |
0 |
638,7 |
0 |
0 |
0,017 |
|
2 |
1277,4 |
0 |
1277,4 |
0 |
0 |
1916,1 |
0 |
0 |
0,050 |
|
3 |
1355,96 |
560,2 |
1916,16 |
29,2356 |
0,41314 |
3272,06 |
560,2 |
0,17121 |
0,085 |
|
4 |
1419,83 |
1135,1 |
2554,93 |
44,4278 |
0,79946 |
4691,89 |
1695,3 |
0,36133 |
0,122 |
|
5 |
1466,46 |
1727,2 |
3193,66 |
54,0822 |
1,1778 |
6158,35 |
3422,5 |
0,55575 |
0,160 |
|
6 |
1501,59 |
2330,8 |
3832,39 |
60,8184 |
1,55222 |
7659,94 |
5753,3 |
0,75109 |
0,199 |
|
7 |
1530,97 |
2940,2 |
4471,17 |
65,7591 |
1,92048 |
9190,91 |
8693,5 |
0,94588 |
0,239 |
|
8 |
1555,88 |
3554 |
5109,88 |
69,5515 |
2,28424 |
10746,8 |
12247,5 |
1,13964 |
0,280 |
|
9 |
1575,68 |
4172,9 |
5748,58 |
72,5901 |
2,64832 |
12322,5 |
16420,4 |
1,33256 |
0,321 |
|
10 |
1592,93 |
4794,4 |
6387,33 |
75,0611 |
3,0098 |
13915,4 |
21214,8 |
1,52456 |
0,362 |
|
11 |
967,64 |
5419,7 |
6387,34 |
84,8507 |
5,60095 |
14883 |
26634,5 |
1,78959 |
0,388 |
|
12 |
341,08 |
6046,3 |
6387,38 |
94,6601 |
17,7269 |
15224,1 |
32680,8 |
2,14665 |
0,396 |
|
13 |
273,38 |
6114 |
6387,38 |
95,72 |
22,3645 |
15497,5 |
38794,8 |
2,50329 |
0,404 |
|
14 |
209,51 |
5539,1 |
5748,61 |
96,3555 |
26,4384 |
15707 |
44333,9 |
2,82256 |
0,409 |
|
15 |
162,88 |
4947 |
5109,88 |
96,8124 |
30,3721 |
15869,9 |
49280,9 |
3,10531 |
0,413 |
|
16 |
127,75 |
4343,4 |
4471,15 |
97,1428 |
33,9992 |
15997,6 |
53624,3 |
3,35201 |
0,417 |
|
17 |
98,37 |
3734 |
3832,37 |
97,4332 |
37,9587 |
16096 |
57358,3 |
3,56351 |
0,419 |
|
18 |
73,46 |
3120,2 |
3193,66 |
97,6998 |
42,4748 |
16169,5 |
60478,5 |
3,74029 |
0,421 |
|
19 |
53,66 |
2501,3 |
2554,96 |
97,8998 |
46,6139 |
16223,1 |
62979,8 |
3,8821 |
0,422 |
|
20 |
36,41 |
1879,8 |
1916,21 |
98,0999 |
51,6287 |
16259,5 |
64859,6 |
3,98902 |
0,423 |
|
21 |
23 |
1254,5 |
1277,5 |
98,1996 |
54,5435 |
16282,5 |
66114,1 |
4,06043 |
0,424 |
|
22 |
10,86 |
627,9 |
638,76 |
98,2998 |
57,8177 |
16293,4 |
66742 |
4,09626 |
0,424 |
6.3. Исходные данные для решения задачи
Исходные данные для расчета технологических показателей разработки месторождения с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея-Леверетта приведены в табл. 6.6.
Таблица 6.6
Исходные данные для решения задачи
|
Параметр |
Значение параметра по вариантам |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
1. Нефтенасыщенная площадь месторождения Sнн, 104 м2 |
2500 |
1600 |
3600 |
2500 |
1 600 |
|
2. Ширина элемента b, м |
500 |
400 |
600 |
500 |
400 |
|
3. Длина элемента a, м |
500 |
400 |
600 |
500 |
400 |
|
4. Время равномерного разбуривания месторождения Tразб, годы |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
|
5. Толщина пласта h, м |
10 |
15 |
20 |
15 |
10 |
|
6. Коэффициент пористости пласта m |
0,20 |
0,25 |
0,22 |
0,18 |
0,23 |
|
7. Начальная водонасыщенность S0 |
0,15 |
0,20 |
0,25 |
0,20 |
0,25 |
|
8. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях н, мПа.с |
5,0 |
6,0 |
7,0 |
8,0 |
9,0 |
|
9. Динамическая вязкость воды в пластовых условиях в, мПа.с |
1,1 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
1,5 |
|
10. Коэффициент охвата пласта заводнением Кохв |
0,75 |
0,80 |
0,85 |
0,77 |
0,80 |
|
11. Остаточная нефтенасыщенность Sн.ост |
0,25 |
0,27 |
0,29 |
0,31 |
0,33 |
|
12. Значение степени «n» в уравнении относительной проницаемости породы для нефти |
1,85 |
1,90 |
1,95 |
2,00 |
2,05 |
|
13. Значение степени «n» в уравнении относительной проницаемости породы для воды |
1,85 |
1,90 |
1,95 |
2,00 |
2,05 |
|
14. Дебит скважины по жидкости q, м3/сут |
150 |
175 |
200 |
225 |
125 |
|
15. Конечная обводненность продукции nв, % |
95 |
96 |
97 |
98 |
96 |
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. -М.: Недра, 1976. –235 с.
2. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. –М.: Недра, 1977. –360 с.
3. Коробов К.Я. Теория и проектирование разработки нефтяных месторождений. –Уфа: УНИ, 1979. -104 с.
4. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой. –М.: Недра, 1973. –320 с.
5. Проектирование разработки нефтяных месторождений /А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. –М.: Гостоптехиздат, 1962. –430 с.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки /Под ред. Ш.К. Гиматудинова. –М.: Недра, 1983. –463 с.
7. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. –М.: Недра, 1977. –255 с.
8. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. –М.: Гостоптехиздат, 1968. –230 с.
9. Коробов К.Я. К расчетам вытеснения нефти водой // Нефть и газ. -1966. –N9. –С. 31-36.
10. Коробов К.Я., Глоговский М.М. К вопросу изучения неоднородности пласта по проницаемости. Тр/ МИНХ и ГП. –М., 1964, -Вып. 49. –С. 104-110.
11. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. –М.: Недра, 1973. –320 с.
12. Желтов Ю.П. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. –М.: Недра, 1985. –295 с.
13. Кабиров М.М. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. Типовые расчеты: Учеб. пособие. –Уфа: УНИ, 1985. -81 с.