Расчет конечной характеристики использования запасов нефти

Расчет показателей разработки

Расчет технологических показателей разработки

1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.

км²/скв

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

,

где а – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),

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

;

;

;

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 ∙ , т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v

;

4. Определяем функцию относительной производительности скважин ()

;

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (q_o).

,

где Δp= 10⁷ МПа - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.

q₀ = 365∙2,1∙10^-5∙73∙10⁷∙0,33=1,78 млн.т/год.

1. Подвижные запасы нефти (Q_n)

Q_n=Q_бК₁К₂, где Q_б – балансовые запасы нефти; К₁- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К₁=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2), S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км²; К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

К₁=1-0,2∙0,49=0,9 Q_n=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U²_р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.

,

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

где μ₀=0,5 (1+ μ_*)ρ_*; ρ_*= ρ_{в /} ρ_н;

А₂ – предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; μ₀ –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ_* раз и по плотности в ρ_* раз.

μ₀ = 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1

А=

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К₃) при данной послойной неоднородности пласта (U²_p) и предельной доле агента (А)

К₃= К_нз+( К_кэ- К_нз)А,

где

;

;

К_з=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879

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

F=K_H3+( K_K3+ K_H3)ln(1/(1-A));

F=0,246+(0,893-0,246) ln(1/(1-0,979))=2,749.

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO) и нефти (Q_O) находятся из следующих формул:

Q_FO= Q_nF , Q_O= Q_nK₃

Q_FO=15,134∙2,749=41,6 млн.т Q_O=15,134∙0,879=13,3 млн.т

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO2) в поверхностных условиях будут равными:

Q_FO2= Q_O+(Q_FO - Q_O)μ₀;

Q_FO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.

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

; ;

а нефтеотдача пластов

К_но=Q_o/Q_б=13,3/23=0,578.