ЗАДАНИЕ 2. Расчет времени разработки нефтяной залежи

 

Произвести расчет времени безводной добычи, период обводнения и общий срок разработки нефтяной залежи. Данные для расчета взять из таблицы 2.

Заводнение месторождений — один из основных методов, применяемых при разработке нефтяных месторождений. Существуют различные системы заводнения, но каждая из них имеет как преимущества, так и недостатки. Выбор системы заводнения на стадии проектирования всецело определяется строением залежи.

В приведенной методике рассматривается способ расчета времени разработки залежи при площадном заводнении по пятиточечной системе.

Для этой системы соотношение добывающих и нагнетательных скважин составляет 1:1; коэффициент заводнения (коэффициент охвата по площади процессом заводнения однородного пласта) — 0,723; расстояния между нагнетательными и расстояния между добываемыми скважинами одинаковы и равны (здесь F — площадь элемента системы, м²).

При данной системе дебит добывающей скважины q _д равен приемистости нагнетательной скважины q _н и определяется так:

(2.1)

где Р_{заб н}, Р_{заб д} - соответственно забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах, Па;

k — проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м²;

h — толщина пласта (работающая), м;

b_н — объемный коэффициент нефти;

m_нп — вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с;

r_c — радиус скважины, м (r_c = 0,14 м);

R_к — радиус контура питания – расстояние от добывающей до нагнетательной скважины, м.

 

Период безводной добычи находят:

(2.2)

 

Период прогрессирующего обводнения:

(2.3)

где S _в — средняя насыщенность породы связанной водой;

S _н — средняя насыщенность породы нефтью;

F — площадь ячейки заводнения, м² (F = 6,25·10⁴ м²);

А — коэффициент заводнения (для пятиточечной системы А= 0,723);

h ₁ — коэффициент нефтеотдачи к моменту прорыва воды в добывающие скважины (коэффициент нефтеотдачи за безводный период), находится по зависимостям рис. 2.1;

h — коэффициент конечной нефтеотдачи к моменту прекращения процесса разработки, находится по зависимостям рис. 2.2;

m — коэффициент пористости, д.е.;

W — средний удельный расход воды в период прогрессирующего обводнения, м3/м3.

Общий срок разработки нефтяной залежи:

Т = t₁+t₂ (2.4)

Средний удельный расход воды в период прогрессирующего обводнения

(2.5)

где В — конечная обводненность продукции добывающих скважин (В = 0,99).

Зависимости h₁ = f(μ_в, μ_н, b_н, а) приведены на рисунке 2.1. (здесь а — расстояние от линии нагнетательных скважин до линии добывающих скважин). Зависимости h = f(μ_в, μ_н, b_н, В) представлены на рисунке 2.2.

 

Рис. 2.1. Зависимости коэффициента конечной нефтеотдачи от расстояния линии добывающих скважин до линии нагнетательных скважин при различных значениях коэффициента подвижности М

Рис. 2.2. Зависимости коэффициента конечной нефтеотдачи от обводненности и коэффициента подвижности М

 

Для данных зависимостей коэффициента подвижности М можно рассчитать:

(2.6)

где m_в — вязкость воды, мПа·с;

b _в — объемный коэффициент воды (b _в=1).

 

Для пятиточечной системы заводнения площадь ячейки заводнения находится по формуле

F=4s², (2.7)

где s — расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами;

Отсюда находим 2s:

(2.8)

 

Вычислить расстояние от линии нагнетательных скважин до линии добывающих, а:

(2.9)

 

Рассчитываем радиус контура питания R_к (расстояние от добывающей до нагнетательной скважины):

(2.10)