Схематизация реальной залежи с тремя линейными рядами

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Р3													1,5 106
				86400 4
													3,14 0,529 1000
															6,35 10			10
	7057						E																			1372
									i
											4		7306 3,82 4,95 13,6 3,15 107
														6,35 1010
	Ei
					4 7306								4,95 13,6 3,15 107
															6,35 10	10
2170										E													51,5 атм
																				7
										i				4 7306 13,6 3,15 10
										PIII			Р		Р 170 51,5 118,5 атм
										тек				нач	3

7. Определим отбор нефти за счёт упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащих коллекторов в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

V V P 1,81 10 5 20 106 10 51,5 18,64 104 м3 ,

	V 100	18,6 104 0,865	100 2,44 % .
		6,6 106
	QH

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

КОНТРОЛЬНЫЕ ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ

I задание

Условие задачи

В результате оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2 , средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h = 10 м, пористость m = 18 %, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд. = 0,30, коэффициент нефтенасыщенности Кн = 0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти γн = 0,865, удельный вес пластовой нефти γ пл= 0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчёта 118 тыс.т извлекаемых запасов на одну скважину.

С северной стороны залежи имеется экран, т.е. питание залежи одностороннее. Скважины на залежи размещены линейными рядами с расстоянием от контура питания до первого ряда скважин Lк = 10 км, от начального контура нефтеносности до 1 ряда скважин Lн = 1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L2=L3=500 м. Расстояние между скважинами 2σ = 500 м. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc = 20 см. Приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, rпр = 10-4 м. Давление на контуре питания Рк = 170 атм, забойное давление в скважинах Рзаб = 70 атм, начальное пластовое

давление Рнач = 180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды βс = 10-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости βж = 4,5·10-5 1/атм. Разработка залежи ведётся при жёстком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления приведены в табл. 1.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

										Таблица 1
				Время
№	Дебит			нахождения			Прирост забойного
	скважины,	прибора на забое					давления, атм.
варианта
	м3/сут		скважины, мин
		t1		t2	t3	t4	P1	P2	P3	P4
1	30	7		50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
3	30	7		120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
5	30	7		30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
7	30	7		75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6
9	30	7		15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
11	30	7		50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
13	30	7		120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
15	30	7		30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
17	30	7		75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
19	45	7		15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
21	45	7		50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
23	45	7		120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
25	45	7		30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
27	45	7		75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6
29	45	7		15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
31	45	7		50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
33	45	7		120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
35	45	7		30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
37	45	7		75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
39	60	7		15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
41	60	7		50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
43	60	7		120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
45	60	7		30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
47	60	7		75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6
49	60	7		15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
51	60	7		50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
53	60	7		120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
55	60	7		30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
57	60	7		75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
59	75	7		15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
61	75	7		50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
63	75	7		120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
65	75	7		30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
67	75	7		75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

								Продолжение таблицы 1
				Время
№	Дебит			нахождения			Прирост забойного
	скважины,	прибора на забое					давления, атм.
варианта
	м3/сут		скважины, мин
		t1		t2	t3	t4	P1	P2	P3	P4
69	75	7		15	150	540	3,1	4,0	5,26	5,66
71	75	7		50	240	990	3,1	4,8	5,4	5,86
73	75	7		120	450	1660	3,1	5,2	5,6	6,0
75	75	7		30	180	750	2,9	4,2	4,86	5,06
77	75	7		75	360	1200	2,9	4,7	4,96	5,16
79	90	7		15	150	540	3,4	4,4	6,0	6,8
81	90	7		50	240	990	3,4	5,3	6,3	7,2
83	90	7		120	450	1660	3,4	5,9	6,7	7,5
85	90	7		30	180	750	3,3	4,7	5,7	6,3
87	90	7		75	360	1200	3,3	5,2	6,0	6,6

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

II задание

Условие задачи

На основе оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 5 км и ширину 4 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2 , средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h = 10 м, пористость m = 18 %, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд. = 0,30, коэффициент нефтенасыщенности Кн = 0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти γн = 0,865, удельный вес пластовой нефти γ пл= 0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчёта 118 тыс.т извлекаемых запасов на одну скважину.

Радиус контура питания Rк=10 км.

Скважины на залежи размещены кольцевыми рядами с расстоянием от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин Lн = 1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L2=L3=500 м. Расстояние между скважинами 2σ = 500 м. Площадь между контуром нефтеносности и 1 рядом скважин F1=10,6 км2, между первым и вторым рядом F2=5,6 км2, между вторым и третьим рядом F3=3,8 км2.

Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc = 20 см. Периметр по внешнему контуру нефтеносности Р = 17,1 км. Приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, rпр = 10-4 м. Давление на контуре питания Рк = 170 атм, забойное давление на скважинах

Рзаб = 70 атм, начальное пластовое давление Рнач = 180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды βс = 10-5 1/атм, коэффициент сжимаемости

жидкости βж = 4,5·10-5 1/атм. Разработка залежи ведётся при жёстком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления приведены в табл. 2.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

										Таблица 2
				Время
№	Дебит			нахождения			Прирост забойного
	скважины,	прибора на забое					давления, атм.
варианта
	м3/сут		скважины, мин
		t1		t2	t3	t4	P1	P2	P3	P4
2	30	7		75	360	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
4	30	7		50	240	990	3,3	5,0	5,8	6,5
6	30	7		120	450	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
8	30	7		30	180	750	3,1	4,5	5,34	5,76
10	30	7		75	360	1200	3,1	5,0	5,5	5,3
12	30	7		15	150	540	2,9	3,7	4,84	5,04
14	30	7		50	240	990	2,9	4,5	4,9	5,1
16	30	7		120	450	1660	2,9	4,8	5,0	5,2
18	30	7		30	180	750	3,4	5	6,1	7
20	45	7		75	360	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
22	45	7		15	150	540	3,3	4,2	5,6	6,2
24	45	7		50	240	990	3,3	5,0	5,8	6,5
26	45	7		120	450	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
28	45	7		30	180	750	3,1	4,5	5,34	5,76
30	45	7		75	360	1200	3,1	5	5,5	5,9
32	45	7		15	150	540	2,9	3,7	4,84	5,04
34	45	7		50	240	990	2,9	4,5	4,9	5,1
36	45	7		120	450	1660	2,9	4,8	5,0	5,2
38	45	7		30	180	750	3,4	5	6,1	7
40	60	7		75	360	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
42	60	7		15	150	540	3,3	4,2	5,6	6,2
44	60	7		50	240	990	3,3	5,0	5,8	6,5
46	60	7		120	450	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
48	60	7		30	180	750	3,1	4,5	5,34	5,76
50	60	7		75	360	1200	3,1	5	5,5	5,9
52	60	7		15	150	540	2,9	3,7	4,84	5,04
54	60	7		50	240	990	2,9	4,5	4,9	5,1
56	60	7		120	120	1660	2,9	4,8	5	5,2
58	60	7		30	30	750	3,4	5	6,1	7,0
60	75	7		75	75	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
62	75	7		15	15	540	3,3	4,2	5,6	6,2
64	75	7		50	50	990	3,3	5,0	5,8	6,5
66	75	7		120	120	1660	3,3	5,5	6,1	6,7
68	75	7		30	30	750	3,1	4,5	5,34	5,76

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

								Продолжение таблицы 2
				Время
№	Дебит			нахождения			Прирост забойного
	скважины,	прибора на забое					давления, атм.
варианта
	м3/сут		скважины, мин
		t1		t2	t3	t4	P1	P2	P3	P4
70	75	7		75	75	1200	3,1	5	5,5	5,9
72	75	7		15	15	540	2,9	3,7	4,84	5,04
74	75	7		50	50	990	2,9	4,5	4,9	5,1
76	75	7		120	120	1660	2,9	4,8	5,0	5,2
78	75	7		30	30	750	3,4	5	6,1	7
80	90	7		75	75	1200	3,4	5,6	6,5	7,3
82	90	7		15	15	540	3,3	4,2	5,6	6,2
84	90	7		50	50	990	3,3	5,0	5,8	6,5
86	90	7		120	120	1660	3,3	5,5	6,1	6,7

В обоих вариантах контрольной работы необходимо выполнить следующее задание:

1. Определить:

балансовые и извлекаемые запасы нефти;количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки

залежи;

проницаемость k ,

пьезопроводность ,

гидропроводность kh продуктивного пласта.

2.Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчётов.

3.Определить:

суммарный дебит скважин каждого ряда,

соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трёх рядов, с учётом и без учёта гидродинамического несовершенства скважин;

время первого и последующих этапов разработки при условии, что

средняя за этап обводнённость продукции составит:

на первом этапе:	I задание – 25 %; II задание – 50 %;
на втором этапе	– 50 %;	– 75 %;
на третьем этапе	– 75 %;	– 90 %;

а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени в течение каждого этапа;

изменения давления на стенке укрупнённой скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи при условии,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

что мощность и проницаемость пласта в законтурной и нефтеносной областях равны;

количество нефти, добытое за счёт упругой энергии, породы и жидкости.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Крылов А.П., Белаш П.М. и др. Проектирование разработки месторождений. М., Гос. научно-техн. изд-во нефтяной и горнотопливной литературы, 1962.

2.Крылов А.П., Белаш П.М. и др. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. М., 1959.

3.Говорова Г.Л. Сборник задач по разработке нефтяных и газовых месторождений. М., Гостоптехиздат, 1959.

4.Щелкачёв В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.

5.Евграфов Н.А., Спорышев В.С. Расчёт давления на стенке укрупнённой скважины. Куйбышев, КПтИ, 1971.

6.Янке Е. и Эмде Ф. Таблицы функций. М., Гостоптехиздат, 1918.

7.Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., «Недра»,

1974.

8.Евграфов Н.А., Головина Ю.А. Методические указания к определению некоторых основных показателей разработки нефтяного месторождения при жестком водонапорном режиме, Самара 1979 г.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Основные требования к оформлению контрольной работы по дисциплине «Проектирование, анализ разработки и обустройство УВ месторождений»

Контрольная работа должна включать:

1)титульный лист;

2)теоретическую часть в виде развёрнутых ответов на контрольные вопросы перечень которых дан ниже;

3)полный текст задания;

4)расчётную часть – все необходимые расчёты по индивидуальному варианту в соответствии с примером, данным в методических указаниях;

5)библиографический список.

Работа выполняется на листах формата А4 без рамки.

Шрифт Times New Roman (размер – 14), допускается применение шрифта Arial (размер – 14);

поля: верхнее – 2 см, нижнее – 2 см, левое – 2,5 см, правое– 1 см; междустрочный интервал – одинарный; интервал между заголовком раздела и основным текстом - двойной;

выравнивание: текст – по ширине; заголовки, формулы и подрисуночные подписи по центру;

нумерация таблиц, формул и рисунков – одинарная; подрисуночные надписи, заголовки таблиц и текст в таблицах должны

иметь шрифт на 1 (2) пт меньше основного.

При оформлении контрольной работы разрешается применение курсива и выделение заголовка жирным шрифтом.

Не допускается вписывать формулы вручную, если текст набирается на компьютере.

Допускается рукописное оформление работы.

Контрольные вопросы

1)Охарактеризуйте жёсткий водонапорный режим.

2)Как рассчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти объёмным методом?

3)Дайте определения проницаемости, пьезо- и гидропроводности.

4)Перечислите и охарактеризуйте основные способы схематизации реальных залежей.

5)Что такое кривая восстановления давления, и с какой целью производят её построение?

6)Охарактеризуйте основные этапы разработки нефтяного месторождения.

7)Виды гидродинамического несовершенства скважин и их учёт при расчётах дебитов скважин.

8)Для чего вводят понятие «укрупнённая скважина»?

9)В расчётах каких показателей разработки используется интегральнопоказательная функция и как её определить?