Расчет технологических показателей разработки пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея- Леверетта
Выполнил: ст.гр. БГР-09-01, ГНФ Садиков И.Ф.
Проверил: доцент Г.А.Шамаев
Уфа-2012
Вариант №1.
Ход работы.
Согласно варианту задания, в таблице №1 приведены исходные данные для расчета технологических показателей разработки месторождения с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея-Леверетта.
Таблица 1
Параметр
Значение параметра
1. Нефтенасыщенная площадь месторождения Sнн, 104 ´м2
2. Ширина элемента b, м
3. Длина элемента a, м
4. Время равномерного разбуривания месторождения Tразб, годы
5. Толщина пласта h, м
6. Коэффициент пористости пласта m
0,2
7. Начальная водонасыщенность S0
0,15
8. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях mн, мПа.с
5,0
9. Динамическая вязкость воды в пластовых условиях mв, мПа.с
1,1
10. Коэффициент охвата пласта заводнением Кохв
0,75
11. Остаточная нефтенасыщенность Sн.ост
0,25
12. Значение степени «n» в уравнении относительной проницаемости породы для нефти
1,85
13. Значение степени «n» в уравнении относительной проницаемости породы для воды
1,85
14. Дебит скважины по жидкости q, м3/сут
15. Конечная обводненность продукции nв, %
Сначала определили водонасыщенность пласта к моменту завершения процесса разработки: Sв.ост = 1 – Sн.ост, получили Sв.ост =0,75. Для качественного построения графических зависимостей далее определили интервал изменения текущей водонасыщенности таким образом, чтобы количество точек на графике не было менее 20: DSi = (Sв.ост – S0)/20. Получили, что DSi =0,03. Далее определили значения фазовых проницаемостей по воде Kв и нефти Кн (таблица 2) при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности Si согласно уравнению:
.
Так же определили функцию Баклея-Леверетта при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности Si (рис.1), где mн – динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, а mв – динамическая вязкость воды в пластовых условиях. После определили дифференциал от функции Баклея –Леверетта (рис.2).
Рисунок 1 – Функция Баклея-Леверетта
Рисунок 2 – Дифференциал от функции Баклея-Леверетта
Результаты вычислений представлены в таблице №2.
Таблица №2
N п/п
Si
Kв(Si)
Kн(Si)
F(Si)
F/ (Si)
0,15
1,174650959
0,18
0,002057071
1,068310526
0,008676499
0,289216634
0,21
0,007415745
0,966623791
0,033696755
0,834008526
0,24
0,015700867
0,869628672
0,075842573
1,404860599
0,27
0,026733775
0,777365592
0,135186886
1,978143779
0,3
0,040396507
0,689877808
0,21021276
2,500862455
0,33
0,056601654
0,607211813
0,29760857
2,913193678
0,36
0,075280186
0,52941781
0,392591185
3,166087175
0,39
0,096375309
0,456550319
0,489671182
3,235999897
0,42
0,119838938
0,38866892
0,583594905
3,130790759
0,45
0,145629483
0,325839211
0,670133584
2,884622643
0,48
0,173710382
0,268134062
0,746499677
2,545536423
0,51
0,204049067
0,215635282
0,811364337
2,162155327
0,54
0,236616219
0,168435923
0,864597451
1,774437132
0,57
0,271385209
0,126643574
0,906894287
1,409894535
0,6
0,308331672
0,09038531
0,939415685
1,084046597
0,63
0,347433168
0,059815582
0,963506106
0,803014045
0,66
0,38866892
0,035129961
0,980502927
0,56656068
0,69
0,432019593
0,016592386
0,991621352
0,370614183
0,72
0,477467121
0,008296193
0,996191964
0,152353721
0,75
0,49998215
0,126934545
Далее по полученным данным построили график зависимости функции Баклея-Леверетта f(Si) от текущей водонасыщенности Si, провели касательную линию от S0 к зависимости f(Si) = F(Si) (рис.3) и опрделили значения Sф и f(Sф), где Sф – водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, f(Sф) – значение функции Баклея-Леверетта на фронте вытеснения нефти водой, Sф=0,475; f(Sф)=0,75.
Рисунок 3 – График зависимости функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности и касательной к этой функции
Далее определили дифференциал функции Баклея-Леверетта, соответствующий водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, по следующей формуле:
По полученным данным определили время безводной эксплуатации добывающей скважины по формуле:
,
где hэф = h´Kохв. Получили t*=750 сут=2,05 года.
Далее предполагая, что при t > t* фронт вытеснения нефти водой существует как фиктивный, т.е. кажущийся фронт вытеснения при r > Rк, определили дифференциал функции Баклея-Леверетта f/(Ś) за водный период разработки элемента залежи:
где - кажущаяся водонасыщенность за пределами элемента залежи.
Далее постороили график зависимости дифференциала функции Баклея-Леверетта f'(S) от текущей водонасыщенности Si (рис.4).
Рисунок 4 – График зависимости дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности
По графику, изображенному на рисунке 4, определили кажущуюся водонасыщенность за водный период разработки элемента залежи по годам разработки, , а по графику, изображенному на рисунке 3, определили функцию Баклея-Леверетта f(S) от кажущейся водонасыщенности за водный период разработки элемента залежи по годам разработки. Полученная функция Баклея-Леверетта соответствует обводненности продукции скважины за водный период разработки элемента залежи:
f(S) = nв. Результаты расчетов представлены в таблице №3.
Таблица №3
№
Si
F(Si)
F'(Si)
T, годы
F'(S')=6,85/t
S'i
F(s'i)
Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации
0,15
-
-
-
0,18
0,0086
0,289
-
-
0,21
0,0336
0,834
-
-
-
0,24
0,0758
1,404
2,74
-
-
-
Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации
0,27
0,135186886
1,978
2,28
0,477
0,76
0,3
0,21021276
2,501
1,71
0,525
0,875
0,33
0,29760857
2,913
1,37
0,555
0,9
0,36
0,392591185
3,166
1,142
0,585
0,92
0,39
0,489671182
3,235
0,978
0,59
0,93
0,42
0,583594905
3,131
0,856
0,603
0,94
0,45
0,670133584
2,885
0,76
0,616
0,95
Затем по следующей формуле определили суточную добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки: qв = q´nв и определили суточную добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки: qн = q - qв. Далее определили годовую добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки: Qв = 365´ qв и годовую добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки: Qн = 365´ qн.
Все расчеты ведут до обводненности nв = 96 %.
Затем определили геологические запасы нефти элемента залежи по формуле: Vгеол = b´l´hэф´m(1-S0), получили, что Vгеол =425000 м3. Далее определили накопленную добычу нефти из элемента залежи (дообводненности продукции 96%): Qн.нак = åQнi и текущий коэффициент нефтеотдачи элемента залежи по годам разработки: . Результаты этих расчетов представлены в таблице № 4.
Таблица №4
T, годы
q,м3/сут
qв
qн
nв
Qн,м3/год
Qн.нак
Кно
Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации
0,128824
0,257647
2,74
0,386471
Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации
0,76
0,417388
131,25
18,75
0,875
6843,75
184233,8
0,433491
0,9
189708,8
0,446374
0,92
194088,8
0,456679
139,5
10,5
0,93
3832,5
197921,3
0,465697
0,94
201206,3
0,473426
142,5
7,5
0,95
2737,5
203943,8
0,479868
Затем построили график динамики показателей разработки элемента залежи (рис.5).
Рисунок 5 – График динамики показателей разработки элемента залежи
Далее определили динамику добычи нефти по всему месторождению, с учетом того, что оно вводится в разработку в течении 10 лет (таблице 5) и определили динамику добычи воды по всему месторождению, так же с учетом того, что оно вводится в разработку в течении 10 лет (таблица 6).
Таблица №5
Годы разработки месторождения
Суммарная добыча нефти из 10 элементов, тыс. м3, вводимых в разработку в году
Годовая добыча нефти по месторождению, тыс. м3
547,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
547,5
547,5
547,5
-
-
-
-
-
-
-
-
131,4
547,5
547,5
-
-
-
-
-
-
-
1226,4
68,43
131,4
547,5
547,5
-
-
-
-
-
-
1357,8
54,75
68,43
131,4
547,5
547,5
-
-
-
-
-
815,76
43,8
54,75
68,43
131,4
547,5
547,5
-
-
-
-
1272,93
38,32
43,8
54,75
68,43
131,4
547,5
547,5
-
-
-
1437,18
32,85
38,32
43,8
54,75
68,43
131,4
547,5
547,5
-
-
1470,02
27,37
32,85
38,32
43,8
54,75
68,43
131,4
547,5
547,5
-
1497,4
27,37
32,85
38,32
43,8
54,75
68,43
131,4
547,5
547,5
1519,29
27,37
32,85
38,32
43,8
54,75
68,43
131,4
547,5
944,42
27,37
32,85
38,32
43,8
54,75
68,43
131,4
396,92
27,37
32,85
38,32
43,8
54,75
68,43
265,52
-
27,37
32,85
38,32
43,8
54,75
197,09
-
-
27,37
32,85
38,32
43,8
142,34
-
-
-
27,37
32,85
38,32
98,54
-
-
-
-
27,37
32,85
60,22
-
-
-
-
-
27,37
27,37
Таблица №6
Годы разработки месторождения
Годовая добыча воды по месторождению, тыс. м3
Суммарная добыча воды из 10 элементов, тыс. м3, вводимых в разработку в году
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
416,1
-
-
-
-
-
-
-
416,1
479,06
416,1
-
-
-
-
-
-
895,16
492,75
479,06
416,1
-
-
-
-
-
1387,91
503,7
492,75
479,06
416,1
-
-
-
-
1891,61
509,17
503,7
492,75
479,06
416,1
-
-
-
1921,72
514,65
509,17
503,7
492,75
479,06
416,1
-
-
2915,43
520,12
514,65
509,17
503,7
492,75
479,06
416,1
-
3435,55
520,12
514,65
509,17
503,7
492,75
479,06
416,1
3435,55
520,12
514,65
509,17
503,7
492,75
479,06
416,1
3435,55
520,12
514,65
509,17
503,7
492,75
479,06
416,1
3435,55
520,12
514,65
509,17
503,7
492,75
479,06
3019,45
-
520,12
514,65
509,17
503,7
492,75
2540,39
-
-
520,12
514,65
509,17
503,7
2047,64
-
-
-
520,12
514,65
509,17
1543,94
-
-
-
-
520,12
514,65
1034,77
-
-
-
-
-
520,12
520,12
По полученным данным определили годовую добычу жидкости по всему месторождению. Далее определили обводненность добываемой жидкости по годам разработки по формуле: и годовой водонефтяной фактор: .
Затем определили накопленную добычу нефти и накопленную добычу воды по всему месторождению по годам разработки, используя следующие формулы соответственно: , .И используя эти данные, определили накопленный водонефтяной фактор: .
Далее определили геологические запасы нефти всего месторождения по формуле: Vгеол = Sнн´hэф´m´(1-S0). Получили, что Vгеол = 3840000 м3.
Потом определили коэффициент нефтеотдачи по годам разработки по всему месторождению: . Результаты этих вычислений представлены в таблице №7.
Используя полученные данные таблицы №7, построили график динамики показателей разработки элемента залежи (рис.6).
Таблица №7
Годы
Годовая добыча нефти, тыс. м3
Годовая добыча воды, тыс. м3
Годовая добыча жидкости, тыс. м3
Годовая обводненность продукции, %
Годовой водонефтяной фактор
Накопленная добыча нефти, тыс. м3
Накопленная добыча воды, тыс. м3
Накопленный водонефтяной фактор
Коэффициент нефтеотдачи
547,5
547,5
547,5
0,012882
1642,5
0,038647
1226,4
416,1
1642,5
0,253333
0,339286
2868,9
416,1
0,1450
0,067504
1357,8
895,16
2252,96
0,397326
0,659272
4226,7
1311,26
0,3149
0,09797
815,76
1387,91
2203,67
0,629818
1,701371
5042,46
2699,17
0,5435
0,116843
1272,93
1891,61
3164,54
0,597752
1,486028
6315,39
4590,78
0,7371
0,146536
1437,18
1921,72
3358,9
0,572128
1,337146
7752,57
6512,5
0,8502
0,180223
1470,02
2915,43
4385,45
0,664796
1,983259
9222,59
9427,93
1,0333
0,214683
1497,4
3435,55
4932,95
0,696449
2,294344
10719,99
12863,48
1,0619
0,28502
1519,29
3435,55
4954,84
0,693373
2,261287
12239,28
16299,03
1,1979
0,320124
944,42
3435,55
4379,97
0,784378
3,637735
13183,7
19734,58
1,3563
0,342346
396,92
3435,55
3832,47
0,896432
8,655523
13580,62
23170,13
1,5501
0,351685
265,52
3019,45
3284,97
0,919171
11,37184
13846,14
26189,58
1,7216
0,357933
197,09
2540,39
2737,48
0,928003
12,88949
14043,23
28729,97
1,8644
0,36257
142,34
2047,64
2189,98
0,935004
14,38556
14185,57
30777,61
1,9790
0,365919
98,54
1543,94
1642,48
0,940005
15,66816
14284,11
32321,55
2,0652
0,368238
60,22
1034,77
1094,99
0,945004
17,18316
14344,33
33356,32
2,1232
0,369655
27,37
520,12
547,49
0,950008
19,00329
14371,7
33876,44
2,1525
0,370299
Рисунок 6 – График динамики показателей разработки месторождения
Вывод.
В результате работы была изучена модель непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея-Леверетта и проведены расчеты технологических показателей разработки месторождения.
Потенциометрия. Потенциометрическое определение рН растворов Потенциометрия - это электрохимический метод исследования и анализа веществ, основанный на зависимости равновесного электродного потенциала Е от активности (концентрации) определяемого вещества в исследуемом растворе...
Гальванического элемента При контакте двух любых фаз на границе их раздела возникает двойной электрический слой (ДЭС), состоящий из равных по величине, но противоположных по знаку электрических зарядов...
Устройство рабочих органов мясорубки Независимо от марки мясорубки и её технических характеристик, все они имеют принципиально одинаковые устройства...
Ведение учета результатов боевой подготовки в роте и во взводе Содержание журнала учета боевой подготовки во взводе. Учет результатов боевой подготовки - есть отражение количественных и качественных показателей выполнения планов подготовки соединений...
.
,
- кажущаяся водонасыщенность за пределами элемента залежи.
. Результаты этих расчетов представлены в таблице № 4. 
и годовой водонефтяной фактор: 
.
, 
.И используя эти данные, определили накопленный водонефтяной фактор: 
.
. Результаты этих вычислений представлены в таблице №7.
