Разра­батываемого при трех­рядной схеме расположе­ния скважин:

1 - нагнетательная скважи­на; 2 - пропласток 1; 3 - добывающая скважина пер­вого ряда; 4 - пропласток 2, выклинивающийся между первым и вторым рядом до­бывающих скважин; 5 - до­бывающая скважина второго ряда; 6 - пропласток 3

В проблеме регулирования разработки нефтяных месторож­дений имеется и много других еще не решенных вопросов.

Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый ряд специальных, таких, например, как создание эффектив­ных методов разработки низкопроницаемых, сильно неоднород­ных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неод­нородной трещиноватостью и т. д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем ис­пользования вместо обычного заводнения иных методов разра­ботки нефтяных месторождений.

Лекция 9. Методика ТатНипи

Методика "ТатНИПИнефть" нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири, Алжире и Ираке.

Данная методика основана на использовании послойно- и зонально-неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статические и вероятные методы.

В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран бобриковский горизонт.

Для реализации расчета необходимые данные представлены в табл. 1.

Таблица 1

Исходные данные	Величина
Балансовые запасы нефти Qб, млн.т.	23
Площадь нефтеносности, м^2	3,6*10^7
Средний коэффициент продуктивности кср, т/сут∙МПа	2,1*10^-5
Зональная неоднородность U^23	0,39
Вязкостей нефти / воды в пластовых условиях μн / μв	4,52/1,4
Плотность нефти/воды в пластовых условиях ρн/ ρв	824/1186
Коэффициент вытеснения нефти водой К2	0,73
Коэффициент эксплуатации скважин ξэ	0,95

Расчет технологических показателей разработки Расчет показателей разработки

1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.

км²/скв

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

,

где а– показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),

μ_* - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

;

;

;

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2 ∙, т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v

;

4. Определяем функцию относительной производительности скважин ()

;

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (q_o).

,

где Δp= 10⁷МПа - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.

q₀= 365∙2,1∙10^-5∙73∙10⁷∙0,33=1,78 млн.т/год.