Определение основных показателей разработки нефтяного месторождения при жестком водонапорном режиме, страница 2

2.  Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчетов.

3.  Определить суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, с учетом и без учета гидродинамического несовершенства скважин.

4.  Определить: а) время первого и последующих этапов разработки при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит на первом этапе 25%, на втором – 50%, на третьем – 75%, а дебит скважины по жидкости сохраняется постоянным во времени в течении каждого этапа; б) изменение давления на стенке укрупненной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи при условии, что мощность и проницаемость пласта в законтурной и нефтеносной областях равны; в) количество нефти, добытое за счет упругой энергии, породы и жидкости.

1.  Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи.

Расчет запасов производится объемным методом по формулам (1) и (2) :

                                                                                 (1)

                                                                               (2)

где Q_б – балансовые запасы нефти, т; F – площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносноси, м²; h – эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта, м; m – пористость в долях единицы; K_н – коэффициент нефтенасыщенности; g_н  - удельный вес разгазированной поверхности нефти, т/м³; h - пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные; Q_н – извлекаемые запасы нефти, т; K_отд – коэффициент конечной нефтеотдачи.

Здесь 

            2.  Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:    

            Q_скв – количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину.

3.  Произведем схематизации залежи.

Так как (по условию) отношение малой оси месторождения (а) к большой (в) менее 1/3, т.е. a/b < 1/3, то естественую залежь следует схематизировать в виде полосообразной залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественнной залежи:

Схематизация залежи с тремя линейными рядами эксплуатационных скважин в виде полосовой:

а-с двусторонним питанием; б-с односторонним питанием;

          L_к – расстояние от контура питания до первого ряда скважин, L_к=10000м; L_но – расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин, L_но=1000 м; L=L₂=L₃ – расстояние от первого ряда скважин до второго и от второго до третьего, L=L₂=L₃=500 м; 2s - расстояние между скважинами в рядах, 2s=500 м.

           Зная геометрические характеристики схематизированной полосой залежи, найдем количество скважин в каждом ряду

где N – общее количество скважин на залежи; n – количество скважин в одном ряду; C – количество рядов скважин, размещенных на залежи.

          Определим извлекаемые запасы нефти, заключенные между рядами:

           а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин (здесь площадь нефтеносности S₁=10км*1.0=10км²)

           б) между первым и вторым рядом скважин

           в) поскольку площадь нефтеносности между первым и вторым рядом равна площади нефтеносности между вторым и третьим рядом, следовательно, и извлекаемые запасы будут одинаковы:

4. 

Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

Для определения проницаемости построим график зависимости DP=f(lgt) по результатам исследования разведочной скважины(рис.1):

                     t₁=7 мин =420 с; DP₁=3.4 ат;

                     t₂=50 мин =3000 с; DP₂=5.3 ат;

                     t₃=240 мин =14400 с; DP₃=6.3 ат;

DP(атм)

                     t₄=990 мин =59400 с; DP₄=7.2 ат;

	Lg(t)

 

Рис. 1. Кривая восстановления давления во времени в скважине после ее остановки.

                  Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаеиость по формуле :