31. Методика ТатНипИнефть расчета показателей рнм.

Эта методика основана на вероятностно- статистической модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом.

Для выполнения расчетов требуется следующие исходные данные:

1. общее число скважин n₀;

2.балансовые запасы нефти Q_б, тыс. т;

3.площадь нефтеносности S, м²;

4.коэффициенты продуктивности скважин, т/сут ·МПа. Он вычисляется путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на ∆Р =Р_пл –Р_з. Данные о коэффициентах продуктивности скважин можно найти в ежемесячно составляемых технологических режимах;

5.вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемой воды μн, μв, мПа·с; ρн, ρв, м³/т ;

6.средний коэффициент эксплуатации скважин, ξ_э, д.е;.

7.коэффициент вытеснения нефти водой, К_выт,, д.е;.

8.средний ∆Р в добывающих скважинах;

9.предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие скважины А₂, д.е;

10.гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам.

Расчетные формулы

3.Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

, (4.3) где , (4.4)

, (4.5)

µ_*- коэффициент подвижности.

6.Амплитудный дебит скважины – это возможный максимальный дебит скважины при одновременном разбуривании и вводе всех скважин:

. (4.8)

8. Подвижные запасы: . (4.10)

10. Расчетная предельная обводненность добывающей скважины: (4.12)

где (4.13)

13.Начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости:

, (4.17)

. (4.18)

14. Начальные извлекаемые запасы жидкости в поверхностных условиях:

. (4.19)

16. Коэффициент извлечения нефти:

КИН = . (4.21)

17. Годовой отбор нефти на первой стадии разработки: , (4.22а)

- накопленный отбор нефти на конец предыдущего года;

- кол-во введенных извл-х запасов неф на конец расч-го года

= , (4.23)

n_t = n_t-1+ n_tб/2,

где n_t-1- число введенных в разработку скважин на конец предыдущего года; n_tб – число вводимых скважин в текущем году.

32. Методика расчета технологических показателей разработки с использованием характеристик вытеснения.

Рассмотрим теперь процесс вытеснения из слоистого пласта, распределение проницаемости по слоям которого задано законом f(k). Слои расположены по мере возрастания проницаемости, начиная снизу.

Пусть в некоторой слой толщины ∆h и проницаемости k поступает вода с расходом ∆q. Для этого слоя запишем уравнение (5.22):

. (5.23)

Можно записать уравнение (5.23) в дифференциальном виде:

. ( 5.24)

В первую очередь обводняются высокопроницаемые пропластки. Условно примем, что проницаемость слоев меняется от 0 до ∞.

Пусть к моменту t=t_* все слои с проницаемостью k≥k_* обводнились и из них, согласно модели поршневого вытеснения добывается только вода, а из слоев с проницаемостью 0≤k≤ k_* добывается нефть. Интегрируя (5.24) в соответствующих пределах, получим формулы для определения дебитов нефти и воды:

, (5.25)

. (5.26)

С помощью приведенных формул можно определить основные показатели разработки пласта. Расчеты необходимо вести в следующей последовательности:

1. задать закон распределения проницаемости f(k), например, логарифмически нормальный закон распределения:

2. задать время t*=1год

3. по формуле (5.21) определить наименьшее значение проницаемости обводненных слоев k_* к концу первого года разработки.

4. по формулам (5.25) и (5.26) определить дебит нефти и воды к концу первого года.

5. повторить пп 2-4 на конец последующих годов, т.е. при t* =.2, 3, 4,…год.

В результате получим динамику изменения дебита нефти и воды во времени.