Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
1. Подвижные запасы нефти (Qn)
Qn=QбК1К2, гдеQб – балансовые запасы нефти; К1- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К1=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2),S– площадь, приходящаяся на одну скважину, км2; К2– коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).
К1=1-0,2∙0,49=0,9Qn=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U2р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.
,
3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
где
μ0=0,5 (1+ μ*)ρ*;
ρ*= ρв /ρн;
А2– предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; μ0 –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности вμ* раз и по плотности в ρ*раз.
μ0= 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1
А=
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К3) при данной послойной неоднородности пласта (U2p) и предельной доле агента (А)
К3= Кнз+( Ккэ- Кнз)А,
где
;
;
Кз=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти Fопределяется из соотношения:
F=KH3+( KK3+ KH3)ln(1/(1-A));
F=0,246+(0,893-0,246)ln(1/(1-0,979))=2,749.
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO) и нефти (QO) находятся из следующих формул:
QFO=QnF,QO=QnK3
QFO=15,134∙2,749=41,6 млн.тQO=15,134∙0,879=13,3 млн.т
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO2) в поверхностных условиях будут равными:
QFO2= QO+(QFO - QO)μ0;
QFO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости
;
;
а нефтеотдача пластов
Кно=Qo/Qб=13,3/23=0,578.
Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числом скважин (n0=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год.
1. На первой стадии текущий дебит нефти
где t– годы,nt0– число действующих скважин вt-м году;
nt0 =ntб / 2+∑n(t-1)б;ntб- число пробуренных скважин вt-м году;
∑ n(t-1)б- общее число пробуренных скважин доt-го года.
Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:
Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
qtF2 = qt + (qtF- qt)μ0.
Обводненность Аt= (1-qt/qtF)∙100
Среднесуточный дебит одной скважины:
,
где nt0- число действующих скважин вt-м году;
ξэ– коэффициент эксплуатации скважин;
Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии.
2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qtи расчеты проводятся по следующим формулам:
текущий
амплитудный дебит
,
расчетный
текущий дебит
,
массовый текущий дебит жидкости: qtF2=qt+(qtF-qt)μ0.
3.
На третьей стадии залежь разрабатывается
при фиксированных условиях, создавшихся
в конце второй стадии, и расчет ведется
по формулам первой стадии при
.
Для первой стадии при t=1,nt0= 5
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=0,114+(0,119-0,114)∙2,1=0,125 млн.т/год,
,
т/сут.
Для второй стадии при t=9
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=1,11+(1,68-1,11)∙1,68=2,30 млн.т/год,
Для третьей стадии при t=13
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=0,41+(1,1-0,41)∙2,1=1,86 млн.т/год,
Результаты расчетов приведены в таблице.
Таблица
Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет
|
Годы, t |
qt0, млн.т год |
Qt0, млн.т
|
Добыча, млн.т
|
Суммарная добыча, млн.т |
Vзакач. агента, млн.т/г qt3 |
Обвод- ненность, Аt,% | ||
|
нефти qt |
жидкосqtF2 |
∑ qt |
∑ qtF2 | |||||
|
1 |
0,11 |
0,91 |
0,11 |
0,12 |
0,11 |
0,12 |
0,18 |
8,57 |
|
2 |
0,34 |
2,73 |
0,33 |
0,38 |
0,44 |
0,5 |
0,55 |
13,59 |
|
3 |
0,54 |
4,56 |
0,52 |
0,64 |
0,96 |
1,14 |
0,89 |
19,94 |
|
4 |
0,75 |
6,38 |
0,68 |
0,91 |
1,64 |
2,08 |
1,22 |
25,68 |
|
5 |
0,97 |
8,20 |
0,82 |
1,19 |
2,46 |
3,27 |
1,54 |
30,76 |
|
6 |
1,22 |
10,02 |
0,95 |
1,46 |
3,41 |
4,73 |
1,84 |
35,24 |
|
7 |
1,50 |
11,85 |
1,06 |
1,74 |
4,47 |
6,47 |
2,13 |
39,20 |
|
8 |
1,78 |
13,30 |
1,11 |
1,96 |
5,57 |
8,43 |
2,34 |
43,58 |
|
9 |
2,05 |
13,30 |
1,11 |
2,30 |
6,68 |
10,73 |
2,58 |
51,86 |
|
10 |
2,43 |
13,30 |
1,11 |
2,74 |
7,79 |
13,47 |
2,90 |
59,61 |
|
11 |
2,97 |
13,30 |
1,11 |
3,35 |
8,90 |
16,82 |
3,34 |
66,94 |
|
12 |
3,83 |
13,30 |
1,11 |
4,25 |
10,01 |
21,07 |
3,99 |
73,95 |
|
13 |
3,83 |
13,30 |
0,41 |
1,86 |
10,42 |
22,93 |
1,69 |
77,78 |
|
14 |
3,83 |
13,30 |
0,36 |
1,82 |
10,78 |
24,75 |
1,62 |
80,14 |
|
15 |
3,83 |
13,30 |
0,32 |
1,78 |
11,10 |
26,53 |
1,55 |
82,21 |
|
16 |
3,83 |
13,30 |
0,28 |
1,73 |
11,37 |
28,26 |
1,48 |
84,03 |
|
17 |
3,83 |
13,30 |
0,24 |
1,69 |
11,62 |
29,95 |
1,42 |
85,64 |
|
18 |
3,83 |
13,30 |
0,21 |
1,64 |
11,83 |
31,59 |
1,36 |
87,07 |
|
19 |
3,83 |
13,30 |
0,19 |
1,59 |
12,01 |
33,18 |
1,30 |
88,34 |
|
20 |
3,83 |
13,30 |
0,16 |
1,54 |
12,18 |
34,72 |
1,25 |
89,48 |