Расчеты показателей разработки залежи при жвнр работы пласта

 

 

 

 

 

 

 

Расчёт закона распределения случайной величины

         Таблица 8

N п/п	ki=km	km/k0	(km/k0)0,5	e-km/k0	erf(km/k0)0,5	F(km)
1	0,05	0,312	0,559	0,732	0,5716	0,110
2	0,15	0,936	0,967	0,392	0,8299	0,402
3	0,25	1,560	1,249	0,210	0,9229	0,627
4	0,35	2,184	1,478	0,113	0,9837	0,796
5	0,45	2,808	1,676	0,060	0,9825	0,868
6	0,55	3,431	1,852	0,032	0,9911	0,924
7	0,65	4,055	2,014	0,017	0,9923	0,953
8	0,75	4,679	2,163	0,009	0,9962	0,974
9	0,85	5,303	2,303	0,005	0,9981	0,985
10	0,95	5,927	2,435	0,003	1	0,993

где

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчет  схематизации круговой залежи

 

Так как ширина и длина данной залежи примерно равны соотношение осей менее, чем 3:1, то она схематизируется кругом, в данном случае кольцом, так как имеется стягивающий ряд, скважины которого на схеме заменяются круговым рядом, дебит и количество скважин которого принимаются равными дебиту и количеству скважин стягивающего ряда реальной залежи.

 При этом площади нефтеносности  реальной залежи и модели должны  быть одинаковы, также должны  быть равны площади нефтеносности  между рядами скважин. Число скважин  в рядах должно быть также одинаково.

Сначала определяют среднюю толщину продуктивного пласта hср, как среднее арифметическое от эффективных толщин по скважинам.

Затем определяют радиус внутреннего стягивающего ряда

        3.1

   где lст – длина стягивающего ряда.

Исходя из равенства объёмов, определяют радиусы рядов скважин

                                                                                  3.2

Затем определяют радиус внешнего контура нефтеносности при помощи формулы для расчёта объёма нефтенасыщенных пород.

  

 

          3.3

 

 

 

 

Расстояние между скважинами в рядах.

1 ряд:

                                                3.4

2 ряд:

                                                                             3.5

Стягивающий ряд:

                                              3.6

      Расчет схематизации приведен в таблице 9.

Таблица 9

hср, м	Rст, м	R2, м	R1, м	Rн, м	Rв, м	2sст, м	2s2, м	2s1, м
12,356	795,77	1512,12	2224,76	2612,33	3444,69	1000,00	633,39	607,77

 

 

Рисунок 1. Схема кольцевой залежи.

                                                             

4  Гидродинамические расчеты показателей разработки          нефтяных   месторождений на жестко-водонапорном режиме (ЖВНР)

 

Общие положения, допущения и упрощения:

- Залежь считается однородной, но если она не однородна, то  известен закон распределения  неоднородных величин.

- Вязкость  нефти и воды считается постоянной  как по залежи, так и по времени.

- При размещении  скважин рядами расстояния между  ними в различных рядах могут  быть различны, но в одном и  том же ряду одинаковые.

- Дебиты  скважин и забойные давления  по рядам могут отличаться, но  в одном ряду у всех одинаковы.

- Радиусы  скважин в одном ряду одинаковы.      

 

Расчет средних дебитов рядов и скважин методом приведенных                к контурам питания.

Средним дебитом называется некоторый дебит, определенный за какой то этап разработки.

Для определения средних дебитов рядов и скважин используют приведенный радиус питания – воображаемую линию, в общем случае не совпадающую с реальным контуром питания, где пластовое давление принимается равным давлению на реальном контуре питания, а вязкость вытесняющего агента принимается равной вязкости вытесняемого.

Для нахождения приведенного контура питания можно воспользоваться следующей формулой

     4.1

          

 

В последующих этапах Rк – сохраняет свое первоначальное значение, а RН0 – принимает последовательные значения R1, R2 и т.д. R1 – принимает соответствующее значение R2, R3 и т.д.

 Расчет  средних дебитов осуществляется, используя уравнение интерференции  по методу ЭГДА Ю.П. Борисова [3]  (приведен в таблицах   10,11,12).

Разработка нефтяных месторождений ведётся в несколько этапов.

 

I этап разработки

 

                                 P1                              P2                           P3  

 

                              w1             Q1                   w2      Q2                    w3     Q3

                                                          

          Pk     Ω1                      Ω2                         Ω3

          Q1+Q2+Q3             Q2+Q3                               Q3

                                                                                                                  

Рисунок 2.  Движение жидкости по методу ЭГДА

 

 

            Pk-P1=W1(Q1+Q2+Q3)+w1Q1

             P1-P2=W2(Q2+Q3)+w2Q2-w1Q1                                                 4.2

            P2-P3=W3Q3+w3Q3-w2Q2

 

где     -  внешнее гидродинамическое сопротивление;      -  внутреннее гидродинамическое сопротивление.

 

II этап разработки

Контур питания может остаться на месте или может быть перемещен на место первого добывающего ряда путем перевода добывающих скважин этого ряда под нагнетательные.

 

                                       P2                                          P3

 

                              w2   Q2’                                w3     Q3`

 

                   Ω2`                                  Ω3`

Pk          Q2`+Q3`                                     Q3`

Рисунок 3.  Движение жидкости по методу ЭГДА

 

                                  Pk-P1=W2`(Q2`+Q3`)+w2Q2`

                                                                                                           4.3

                                  P2-P3=W3`(Q3`)+w3Q3`-w2Q2`

 

 

III этап разработки

 

                                                              P3

 

                                                   w3          Q3``

                                                             

                                      Ω3``

            Pk                     Q3``

 

Рисунок 4. Движение жидкости по методу ЭГДА.

 

                                        Pk-P3= W3``Q3``+w3Q3``                                                   4.4

 

 

I  Этап разработки

      Таблица 10

Приведённый радиус контура питания R01, м	2876,1368
Внешнее фильтрационное сопротивление W1, Па*с/м3	110062904,61
Внешнее фильтрационное сопротивление W2, Па*с/м3	165498774,78
Внешнее фильтрационное сопротивление W3, Па*с/м3	275138473,05
Внутреннее фильтрационное сопротивление w1, Па*с/м3	128104173,67
Внутреннее фильтрационное сопротивление w2, Па*с/м3	197606593,24
Внутреннее фильтрационное сопротивление w3, Па*с/м3	631964706,02
Годовой дебит с ряда Q1, м3/год	930877,12
Годовой дебит с ряда Q2, м3/год	298751,83
Годовой дебит с ряда Q3, м3/год	65081,16
Средний суточный дебит со скважины q1, м3/сут	110,88
Средний суточный дебит со скважины q2, м3/сут	54,57
Средний суточный дебит со скважины q3, м3/сут	35,66

 

 

II  Этап раэработки

 

     Таблица 11

Приведённый радиус контура питания R02, м	2100,9121
Внешнее фильтрационное сопротивление W2', Па*с/м3	140949138,32
Внешнее фильтрационное сопротивление W3', Па*с/м3	275138473,05
Внутреннее фильтрационное сопротивление w2', Па*с/м3	197606593,24
Внутреннее фильтрационное сопротивление w3', Па*с/м3	631964706,02
Годовой дебит с ряда Q2', м3/год	708845,74
Годовой дебит с ряда Q3', м3/год	154417,49
Средний суточный дебит со скважины q2', м3/сут	129,47
Средний суточный дебит со скважины q3', м3/сут	84,61

 

       

 III Этап разработки

   

   

     Таблица 12

Приведённый радиус контура питания R03, м	1442,6938
Внешнее фильтрационное сопротивление W3'', Па*с/м3	254994926,55
Внутреннее фильтрационное сопротивление w3'', Па*с/м3	631964706,02
Годовой дебит с ряда Q3'', м3/год	295107,91
Средний суточный дебит со скважины q3'', м3/сут	161,70

 

 

 

5 Расчет активных запасов залежи

 

Подсчет активных запасов залежи произведем для трех участков: между контуром питания и первым добывающим рядом, между первым и вторым добывающим рядом, вторым и третьим добывающим рядом, используя при этом данные, полученные при расчете схематизации залежи. Активные запасы между рядами считаются по следующей формуле (расчёт приведен в таблице 13):

 

                      

                            5.1

 

Результаты расчёта активных запасов залежи

    Таблица 13

Между контуром питания и 1-ым добывающим рядом Vакт1, м3	15990130,53
Между  1-ым и 2-ым добывающим рядом Vакт2, м3	9949175,02
Между  2-ым и 3-ым добывающим рядом Vакт3, м3	6176465,10