Общие запасы нефти
К * * = Vx+ Vt + F3 + К4 = (12,2 + 6,34 + 5,42 + 9,6) 10е =
= 33,56-10е м3.
Продолжительность этапов разработки: первого
ti = Vi/QPi = 12,2- 10б/6300= 1940 сут (167,5 Мс);
второго
t%= VJQP2 = 6,3410в/3800 = 1670 сут (144,5 Мс);
третьего
/з = V3/Qp3 = 5,42 •10е/1785 = 3040 сут (263 Мс).
Общая продолжительность разработки
t = tx+ U + /3 = (1940 + |
1670 + |
3040)/365 = 18,2 года (575 Мс). |
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ |
ПРОРЫВА ВОДЫ |
|
К ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ СКВАЖИНАМ И ОБВОДНЕННОЙ |
||
ПЛОЩАДИ ЗАЛЕЖИ |
|
|
Задача 12. Для поддержания давления в нефтяной пласт зака |
||
чивается вода через нагнетательную скважину в объеме qH — |
||
= 1000 м3/сут. Дебит ближайшей |
эксплуатационной скважины |
|
qs = 1 0 0 м3/сут, мощность |
пласта |
h = 8 м, коэффициент пори |
стости коллектора т = 0,2. Расстояние между эксплуатационной
и нагнетательной |
скважинами |
2 о — 500 м. |
|
||||||
Требуется определить время обводнения эксплуатационной |
|||||||||
скважины и обводненную |
площадь. |
|
|
t0 опре |
|||||
Время прорыва воды к эксплуатационной скважине |
|||||||||
деляется |
по формуле |
|
|
|
|
|
|
||
L |
|
4qamxft |
| |
<7н |
|
|
|
|
(II-4) |
0 |
|
n (q H— q3) |
П |
q3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где т1 — пористость |
пласта с |
учетом |
коэффициента |
использо |
|||||
вания |
порового |
пространства |
ф. |
Принимаем ф — 0,5. Тогда |
|||||
т1 = |
тф |
= 0 ,2 -0 ,5 = 0 ,1 . |
Остальные |
обозначения прежние. |
|||||
Подставив имеющиеся данные в (II.4), получим |
|
||||||||
|
_ |
4-250^.0,1 -8 j |
1000 |
_ ш |
|
|
|
||
L°~~ |
3,14 (1000— 100) 1 |
100 |
1 |
° |
у |
|
|||
За этот промежуток времени обводненная площадь составит
5 = qnt9/hm1= 1000 •163/8 -0,1 = 20,4 •104 ма.
17
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ В ПЛАСТЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
Задача 13. Нефтяной пласт работает при водонапорном ре жиме. Скважина, пробуренная на этот пласт, фонтанирует при отсутствии свободного газа в подъемных трубах, т. е. при условии
Ълотность пластовой нефти рн — 850 кг/м3, воды р„ =
=1000 кг/м3. Давление на буфере закрытой скважины (при Q —
—0) р! = 2 МПа. Угол падения пласта а = 20°
Требуется определить скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном са и горизонтальном ст
направлениях, а также по простиранию пласта сп, |
если через |
t = 50 мес. давление на буфере закрытой скважины |
понизилось |
до р2 =^1,7 МПа. |
|
Скорости продвижения контура в указанных направлениях определяются по следующим формулам:
|
Pi — Pi |
. |
(П.5) |
|
|
п {р в — Рн)£ |
’ |
||
|
|
|
||
|
(Pi — Pi) ctg ос |
(И .б) |
||
|
П (Рв--- Ри) S |
|||
|
|
|
||
11 |
Pi — Pa |
Sin a |
( I I . 7) |
|
n (рв — рн) g |
v |
’ |
||
Подставляя |
числовые значения в (II.5), (II.6) и (II.7), получим |
||||
са = |
(2 — 1,7) 10е |
- = |
4,1 |
м/мес; |
|
50 (1000 — 850) 9,81 |
|||||
сг = |
(2 — 1,7) 10е ctg 20° |
= |
11,3 |
м/мес; |
|
50 (1000 — 850) 9,81 |
|||||
с = |
_____ ' |
' ’ ___________ = |
12 м/мес- |
||
п |
50 (1000 — 850) 9,81 |
sin 20° |
1Z |
||
Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое скважины путем замеров глубинным манометром, то при рзаб > > рп (т. е. при отсутствии свободного газа в пласте) можно по приведенным в задаче формулам проследить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного давления при любых методах эксплуатации скважины.
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Задача 14. Параметры нефтяной залежи с водонапорным режи мом определены в результате исследования образцов кернов и геофизическими методами. При этом установлено, что среднее количество связанной (погребенной) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны 5 В =
18
— 12% и 5 Н = 88% . В ходе эксплуатаций залежи средняя воДонасыщенность стала увеличиваться. Через 6 лет она была равна 5 В = 5 2 % , а через 9 лет — 69% .
Требуется определить средний процент нефтеотдачи для ука занных периодов времени.
Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы 5 на данный момент находим подформуле
KOT = (5B- 5 ) / ( 1 0 0 - 5 ) , |
(II.8) |
где числитель (5 В — 5) — количество воды, |
поступившей в за |
лежь вместо такого же количества добытой нефти, а знаменатель (100 — 5) — начальный запас нефти. Величины 5 В и 5 выражены в процентах.
Следовательно, нефтеотдача по формуле (II.8) составит:
через 6 |
лет |
|
|
|
/С0 Т 1 = |
(52 — 12)/(100 — 12) = |
0,455 |
или |
45,5% ; |
через 9 |
лет |
|
|
|
Кот2 = |
(69 - 12)/(100 - 12) = |
0,648 |
или |
64,8% . |
Задача 15. Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапор ном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Тре буется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали 4000 м3/сут нефти и 1000 м3/сут воды. К концу второго периода добыча соста
вила |
1000 м3/сут нефти и 4000 м3/сут воды. Кроме того, |
известны |
||
вязкости |
нефти и воды в пластовых условиях: рн = 7 |
,3 |
мПа*с |
|
и рв |
= 1 |
мПа*с; объемные коэффициенты нефти и воды: |
Ьн = |
|
= Л ,1 |
и |
6В = 1. |
|
|
При одновременном притоке в скважину нефти и воды про
центное |
содержание воды в добываемой жидкости |
будет |
|
С = |
100 |
QB |
(П.9) |
|
|||
Qн + QB
Процентное содержание воды зависит от величин фазовых прони цаемостей kHи kB, вязкостей рн и рв и-объемных коэффициентов Ьн и Ьв (нефти и воды) и может быть также определено из вы ражения
с |
------- !°° |
(П.ю) |
|
' + м -тг |
|
|
/ев |
|
где М — коэффициент, зависящий от физических свойств пласто вых жидкостей, выражается соотношением
M = |
(Н.11) |
|
Мн |
При рн = рв и Ьн = Ьв коэффициент М = 1. Чем больше вязкость и объемный коэффициент нефти (при неизменном рв и Ьв), тем меньшее значение имеет коэффициент М.
19
Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидко сти и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно одно родного коллектора, можно определить нефтеотдачу (в %) по
графику (рис. II.2). |
задачи, |
пользуясь формулами |
(11.10) |
|||||
Для условий нашей |
||||||||
и (11.11), предварительно |
найдем значения С и М. |
|
|
|
||||
|
|
|
Для |
первого |
периода |
|||
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
|
C l — |
1004000 + |
1000 |
|
||
|
|
|
= 20%, |
|
|
|
|
|
|
|
|
М = 1 0 "3. 1/7,3-10~3- 1,1 = |
|||||
|
|
|
= 1/8; |
|
|
|
|
|
|
|
|
для |
второго |
периода |
|||
|
|
|
С2 = |
100 |
|
4000 |
|
|
|
|
|
1000 + |
4000 |
|
|||
|
|
|
= 80% . |
|
|
|
|
|
|
|
|
Величина М для второго |
|||||
Рис. II.2. График зависимости нефтеотда |
периода |
остается |
прежней, |
|||||
равной |
1/8, |
так |
как цн и Ьн |
|||||
чи от содержания воды в добываемой жид |
не изменились. |
|
|
|
||||
кости для разных значений М |
|
определения |
||||||
|
|
|
Теперь для |
|||||
|
|
|
нефтеотдачи по периодам вос |
|||||
пользуемся |
графиком (см. рис. II.2), на котором |
отточки 20% на |
||||||
оси абсцисс |
проведем вертикаль |
до пересечения с кривой |
М = |
|||||
= V8. От найденной точки проведем горизонталь влево и на оси |
||||||||
координат находим нефтеотдачу |
для первого |
периода |
K or. i = |
|||||
= 25% . Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода
К от. 2 = 4 7 % .
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УПРУГИХ СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ И ПОРОДЫ
Задача 16. Определить количество нефти, которое можно полу чить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давле ния в залежи до давления насыщения.
Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь
F = |
12 км2, средняя ее |
мощность h = |
12 м, пористость |
породы |
|
m = |
0,22. |
Количество связанной воды 5 |
= 20% . Пластовая тем |
||
пература |
Тпл = 331 К. |
Начальное пластовое давление |
рпл = |
||
= 18 МПа. Давление насыщения рн = 8 МПа. За период падения давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила 5 - 10е м3.
Коэффициент сжимаемости нефти |
рн определяется по формуле |
|
о |
ьп1- ь „ |
(11.12) |
Ри |
ьнАр » |
|
20