Практическое занятие 14. Определение технологических показателей разработки месторождения по методике ТатНИПИнефть

 

Цель работы:Определение технологических показателей разработкиместорождения по методике ТатНИПИнефть.

Для осуществления расчета по методике ТатНИПИнефть необходима следующая последовательность:

 

I. Подготовка исходных геолого-физических данных: определение зональной неоднородности пласта.

 

Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента _{вариации} ^U 3² _:

	n
U 32=	n å Ki 2
i =1		-1
æ n	ö2
	çå Ki ÷
	è i =1	ø ,

где n – общее число замеров продуктивности (деби а) скважин; K_i - продуктивность(дебит),соответствующая i -му замеру.

 

II. Расчет показателей разработки для условной залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами.

 

1. Общее число нагнетательных и добывающих скважин:

S

ⁿ 0 ⁼ _S^H _,

C

 

где S_н – площадь нефтеносности, м ²;

 

S_с –плотность сетки,м²/скв.

2. Соотношение добыв ющих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита определяется по фомуле:

m = ^a_a ⁺¹ × m _*,

 

где a - п казатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продук ивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);

 

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

		æ			0,02	ö
	ç	0,3		÷
a =			× ç	-		÷
	U 3	è			U 3	ø ,

m _*= ^mН ×[1-1,5×(1- К ₂)]

^mВ _.

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× m} , т.е.

полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

 

3. Определение относительного коэффициента продуктивности скважин,

 

выбираемых под нагнетание воды, n:

 

n =		a +1
a +1-	m
	m +1.

4 Определение функции относительной производительности скважин (j):

 

j =						×
æ				ö	m +1
	ç	+	÷
	ç					÷		.
	è n × m *		1+ m - n ø

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех с в жин (n₀) и осуществлении необходимых технических мероприятий) вс й рассматриваемой нефтяной залежи (q ₀):

q ₀=365× x_э × K_ср × n ₀× D p × j _,

где ξ_э – коэффициент эксплуатации;

 

т

K_ср –средний коэффициент продуктивности, ^{сут × Па};

D p –принимаемый перепад давлен я между забоями нагнетательных идобывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

 

III. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

 

1. Подвижные запасы нефти (Q_п)

Q_П = Q_б × K ₁× K _2,

где Q _б – балансовые запасы нефти;

К ₁–коэффицие т сетки,показывающий долю дренируемого объема нефтяныхпластов при дан й сетке скважин:

K ₁=1- a × S _,

 

где a - пос оянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;

S –площадь,приходящаяся на одну скважину, км²;

 

К₂ –коэффициент вытеснения,показывающий долю отбора дренируемыхзапасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью

 

коэффициента ^U p ², находится с учетом послойной неоднородности ^U 1², наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности

 

продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

U p 2= U 12+(U 12+1)×	(U 32	+1)	×	2,2
æ		ö	m +1
	ç	U 3	÷
	ç		+1÷		,
	è	ø

U_з² определяют с помощью фактических данных исследования скважин наприток (по данным дебитометрии).

 

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

 

^{B =} (1 - B ₂) ^B ײ m ₀ + B _{2 ,}

 

где

 

m₀ = ¹ ₂ × (1+ m _*)× r _{* ;}

_{r =} ^rв

^* r_{н ;}

 

В₂ –предельная массовая доля воды(предельная обводненность),частопринимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненн сти);

 

m₀ – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента нефтиr_* – соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

4. Коэффициент использован я подвижных запасов нефти (К _з) при

данной послойной неоднородности пласта (^U p ²) и предельной доле агента (В)

КЗ = КНЗ	+ (ККЗ - КНЗ) × B
где						,
K НЗ =
1,2	+ 4,2 × U p 2	;
K КЗ =
0,95	+ 0,25 × U p 2	.

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

 

^{F = K}НЗ ⁺(^KКЗ ^{- K}НЗ)^×ln_1-¹ _{B .}

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀) находятся из следующих формул:

^QF 0^{= Q}П ^{× F} _,

^Q 0 ^{= Q}П ^{× K} З _.

 

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (^QFO 2) в поверхностных условиях будут равными:

 

^QFo ₂^{= Q} 0^+(Q Fo ^{- Q} 0^{)× m} 0_.

 

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

B_ср =1- ^{Q 0}

^QF 0_2,

а нефтеотдача пластов

Q

^K HO ⁼ _Q ^{0 = K} 1 ^K 2 ^KЗ _.

б

 

 

Расчет динамики дебитов нефти и воды. Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи. Нефтяная залежь с общим числом скважин n ₀ разбурив ется и вводится в

разработку равномерным темпом.

 

На первой стадии за счет ввода новых скважин н пр рывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разраба ыва ся с минимальным амплитудным дебитом.

 

На следующей (второй) стадии текущ й деб т нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного уве чения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.

 

Третья стадии разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.

 

1. На первой стадии текущий дебит нефти определяется по

 

формуле:

 

q 0

é Q

)ù

q

t

=

Q 0

×

×

nt 0

-(q + q

+... + q

q 0

ê

t -1ú

1 +

×

ë

n 0

û

Q 0

,

где t – годы,

n _t0–число действующих скважин в t- м году;

 

ⁿt 0^{= n} ₂ ^{tб +}å ⁿ (t -1) б _;

 

n _tб–число пробуренных скважин в t- м году;

 

^{å n} (t -1) б – общее число пробуренных скважин до t- го года. Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

 

q 0

é Q

)ù.

q

tF

=

QF 0

F 0

×

nt 0

-(q

F 1

+ q

F 2

+... + q

q 0

ê

n 0

F (t -1)ú

1 +

×

ë

û

QF 0

Массовый

текущий

дебит

жидкости

в поверхностных условиях

определяется по формуле:

^qtF ₂^{= q}t ^+(q tF ^{- q}t ^{)× m} 0_.

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q _t и расчеты проводятся по следующим формулам:

 

текущий амплитудный дебит (при q _t0 £ q _м0):

 

qt 0= qt ×

Q 0

æ

ö

Q

- ç q

+ K + q

+

× q

÷

è

t -1

t ø,

расчетный текущий дебит жидкости:

		qt 0
qtF =		QF 0			×[ QF 0-(q 1 F +...+ q (t -1) F )]
			q
1 +		×
	QF 0	,

массовый текущий дебит жидкости:

^qtF ₂^{= q}t ^+(q tF ^{- q}t ^{)× m} 0_.

 

3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных

 

условиях, создавшихся в конце второй стад расчет ведется по формулам

 

ⁿt 0

первой стадии при ⁿ 0 Обводнённость

 

 

= 1

.

 

продукции определяется по формуле:

 

			æ	q	ö
	B = ç1-	t		÷	×100%
		t	ç	qt F 2	÷	.
			è	ø
	Коэффициент нефтеизвлечения определяется по формуле:
				t
				å(qt) i
	h	t	=	i =1
	Qбал ,
	t
где	å(qt) i	- суммарная добыча нефти к i-тому моменту времени;
i =1

 

^Qбал -балансовые запасы нефти.

 

 

Задача 20 –Исходные данные для расчёта приведены в таблице.Таблица – Данные для произведения расчетов

		Исходные данные			Величина
Балансовые запасы нефти Qб, млн.т.			125,6
Площадь нефтеносности, Sн, км2
			m			0,73
Средний коэффициент продуктивности Кср, сут ×	Па
Зональная неоднородность U 32			1,32
Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых
условиях			4,2
mн/mв
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых
условиях			1,35
r *=	rв
rн
Коэффициент вытеснения нефти водой К2			0,429
Коэффициент эксплуатации скважин xэ			0,85
Плотность сетки скважин, Sc, км2/скв.			0,175
Принимаемый перепад давления между забоями
нагнетательных и добывающ х скважин, ∆P, МПа