Разработка по участку пласта Суторминского месторождения

где Г - газовый фактор, м3/т.

Довольно часто залежь приходится схематизировать в виде набора участков. Например, для учёта порядка разбуривания и обустройства вводимой в разработку залежи в соответствии с планом бурения скважин и обустройства месторождения выделяются расчетные участки. При этом учитывается характер движения жидкости в пласте: при площадном заводнении участок намечается как совокупность ячеек, при блоковой системе заводнения - как совокупность элементов соответствующей блоковой системы. Расчет процесса заводнения производится отдельно по каждого участку и затем проводится суммирование с учетом ввода участков во времени.

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным истории ее разработки

Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными в процессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.

При отсутствии - ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах 3.3.

В отличии от раздела 3.3 вначале определяется величина t за год, предшествующий прогнозному году по соотношению:

(2.8)

Затем определяется t на 1 прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 3.3.

2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.

По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.

Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

(2.9)

где Qж - дебит скважины, в пластовых условиях, м3/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин.

Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия ( x ).

Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).

Определенная в данном разделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.

3. Расчёт показателей разработки пласта БС11 Суторминского месторождения

Исходные данные для расчётов приведены в таблице 3.1.

1. Рассчитываем площадь залежи

м2, (3.1)

где В - ширина залежи, м; L - длина залежи, м.

2. Находим начальные балансовые запасы нефти объёмным методом

т, (3.2)

где hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - коэффициент пористости, доли ед.; Sн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; rнпл - плотность нефти в пластовых условиях, т/м3; bн - объёмный коэффициент нефти, доли ед. /3/

3. Так как L/B>1,5 данную залежь схематизируем как полосообразную. Для неё используем трёхрядное размещение добывающих скважин с законтурным заводнением. Так как залежь с двусторонним питанием делим её на две равные части и проводим расчёты только для одной.

3.1 Определяем среднее расстояние между рядами

м, (3.3)

где n - число рядов.

3.2 Определяем расстояние от контура питания до первого добывающего ряда и между первым и вторым рядами соответственно по формулам

м, (3.4)

м. (3.5)

Таблица 3.1.

3.3 Находим

, (3.6)

где rc - приведённый радиус скважины, м.

3.4 По номограмме из книги /4/ находим среднее расстояние между скважинами

м. (3.7)

3.5 Рассчитываем среднее количество скважин

. (3.8)

3.6 Определяем количество скважин в рядах

скв, (3.9)

скв. (3.10)

3.7 Находим расстояния между скважинами в рядах

м, (3.11)

м. (3.12)

В результате проведённой схематизации залежи общее количество добывающих скважин составляет 1899 скв, а нагнетательных - 1899/3=633 скв.

4. Рассчитываем параметр Крылова

т/скв. (3.13)

5. Определяем дебиты в рядах по формуле Маскета /3/

, (3.14)

т/сут,

, (3.15)

т/сут,

где k - проницаемость, м2;

m - динамическая вязкость нефти, Па*с;

DР=3 МПа - перепад давления, Па;

rн - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

Rк1, Rк2 - расстояние до контура питания, м.

6. По формуле (2.9) определяем годовой отбор жидкости

т/год.

7. Находим приращение величины безразмерного времени

.

8. Исходя из соотношения вязкостей нефти и воды (m0=1,2), выбираем по книге /2/ модель слоисто-неоднородного пласта и адаптируем на наши условия (таблица 3.2, рисунок 3).

9. Производим расчёт показателей разработки по формулам (2.3) - (2.8) (таблица 3.3).

Таблица 3.2.

Доля нефти в добываемой продукции в зависимости от безразмерного времени

В таблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки. Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.

4. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Методика расчета показателей разработки предлагаемая институтом «Гипровостокнефть» проста, и вместе с тем дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическими выкладками.

Расчёты по скважинам при использовании одномерной математической модели ранее обычно не производили; для этой цели необходимо использовать двумерные математические модели. Использование двумерной математической модели весьма трудоемко, необходимо иметь ЭВМ высокой производительности, отсутствуют технологичные программы автоматизированной адаптации и необходимо иметь достаточно большое количество информации. В связи с этим при проектировании разработки они применяются относительно редко.

Для определения точности прогноза при расчете по скважинам с использованием одномерной модели проведено сопоставление воспроизведения истории разработки и результатов прогноза при использовании двумерной и одномерной моделей по залежам нефти пласта А4 Медведевского и Хилковского месторождений.

Воспроизведение истории разработки с использованием двумерной модели по Медведевскому месторождению выполнено в институте "Гипровостокнефть", по Хилковскому в институте ВНИИ.

Сопоставление результатов воспроизведения истории разработки и прогноза по скважинам (и в целом по залежам) при использовании одномерной и двумерной моделей показало, что в обоих случаях обеспечивается практически одинаковая точность прогноза.

О повышении точности прогноза при выполнении расчетов по скважинам свидетельствует опыт проектирования разработки месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

«Расчёт динамики показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме», методические разработки для студентов при выполнении курсовых и дипломных работ по специальности 0907, Куйбышев, 1990;

В.С. Ковалёв, В.М. Житомирский «Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения», Москва, «Недра», 1976, 246 с.;

М.А. Токарев «Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей», методическое руководство, УНИ, 1991;

Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений», Москва,«НЕДРА», 1998.