Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Год проект.ОрганизацияВид документаРассматриваемые в документах виды воздействия на пластОсновные решения, рекомендованный вариант, конечный КИН1976геологическая служба объединения «Оренбургнефть»Оперативный подсчет запасов пласта

Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Курсовой проект

Геодезия и Геология

Другие курсовые по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией
темпа разработки

Геологические запасы нефти определим объемным методом по формуле

 

 

Тогда запасы нефти

или в поверхностных условиях

 

3.2.2 Расчет изменения среднего пластового давления во времени

Для расчета давления на контуре нефтяной залежи pкон(t) необходимо использовать интеграл Дюамеля, согласно которому

 

 

Введем безразмерное время τ в виде

 

 

В этом случае интеграл Дюамеля запишется следующим образом:

 

 

После преобразований, получим

Вычисляя интеграл, имеем

 

J(τ)=0,5τ-0,178[1-(1+τ)-2,81]+0,487[(1+τ)lg(1+τ)-τ]

Окончательно для расчета изменения среднего пластового давления в нефтенасыщенной части месторождения Δp (τ) получаем формулу

 

 

Однако при τ > τ*,

 

Коэффициент пьезопроводности определяем по формуле

 

 

В итоге получим,

 

Таблица 3.2 - изменение среднего пластового давления.

Пласт Т3qmax,*106 м3/год0,30χ0,10∆p*, МПа6,40Годы tτJ(τ)J(τ-τ*)Понижение пластового давления ∆p, МПаСреднее пластовое давление p, МПа00,000,000,0024,7012,100,603,8420,8624,201,690,607,0117,6936,312,981,698,2216,4848,414,392,989,0515,65510,515,914,399,7015,00612,617,505,9110,2214,48714,729,177,5010,6614,04816,8210,909,1711,0413,66918,9212,6710,9011,3813,321021,0214,5012,6711,6813,02

Рисунок 3.3 - Изменение среднего пластового давления.

 

1.3.4Расчет изменения добычи нефти и воды во времени при заданном отборе жидкости из пласта

По условию задачи задана зависимость (рисунок 3.2) текущей обводненности ν продукции, получаемой из залежи, от относительной суммарной добычи нефти или относительной выработки извлекаемых запасов нефти Qн. Если, как указано в условии задачи, эта зависимость не будет изменяться в процессе разработки нефтяного месторождения, то можно использовать метод расчета показателей разработки, аналогичный известному методу -«по характеристикам вытеснения нефти водой».

Относительная суммарная добыча нефти есть частное от деления накопленной к моменту t времени разработки добычи нефти на количество извлекаемых запасов, т. е.

 

Текущая обводненность продукции скважин определяется следующим соотношением:

 

 

где qв - дебит воды, добываемой одновременно с нефтью из всех скважин; qн - дебит нефти.

Поскольку

 

 

Получим

 

 

Имеем

 

 

Разделив переменные и интегрируя обе части полученного уравнения в пределах изменения обводненности от заданного значения и соответствующего времени разработки, получим

 

Интегрально соотношение позволяет получить искомую зависимость обводненности от времени разработки. Это сделаем путем аппроксимации данных на рисунке 3.2 некоторой функции.

В качестве аппроксимирующей функции используем выражение, полученное на основании квадратичной аппроксимации функции Баклея-Леверетта:

 

 

Введем

 

 

где a - некоторый постоянный коэффициент, зависящий от свойств коллектора.

 

 

Представим интеграл как

 

 

Используя правило интегрирования по частям и выполняя необходимые вычисления, получим

 

После решения интеграла и необходимых преобразований получим решение:

 

 

Введя обозначение , решение запишем в виде:

 

 

На первой стадии в период возрастания добычи жидкости в процессе бурения скважин получим

 

 

На второй стадии в период постоянной добычи жидкости имеем

 

Результаты расчетов приведены в таблице 3.3, на основании которой построены кривые (рисунок 3.2) зависимости обводненности продукции скважин от времени разработки.

С помощью кривой изменения текущей обводненности от времени разработки (рисунок 3.4) определим дебиты нефти для различных моментов времени по формуле

 

 

Таблица 3.3

a0,09µ2,38νu*Qнν**J(ν)J(t)t0,0199,000,0423,690,040,040,140,0519,000,0910,380,090,090,310,109,000,127,140,130,130,440,204,000,174,760,190,190,650,302,330,223,640,240,240,850,401,500,262,920,300,301,060,501,000,302,380,380,381,320,600,670,341,940,480,481,660,700,430,391,560,620,622,180,800,250,461,190,890,893,110,900,110,560,791,621,625,640,950,050,650,552,892,8910,090,980,020,750,346,106,1021,260,990,010,810,2410,4310,4336,36

В таблице 3.4 приведены основные показатели, характеризующие процесс разработки месторождения в первые 10 лет.

Таблица 3.4 - Изменение параметров в процессе разработки.

Время t, годыДобыча жидкости qж, *103 м3/сутДобыча нефти qн* в поверхностных условиях, *103 т/сутДобыча воды qв, *103 м3/сутОбводненность ν, %Накопленная добыча нефти Qн,*106 тТекущая нефти отдача η00,000,000,0000,00010,250,190,0150,0680,00220,640,430,10150,1570,00630,820,500,19230,1820,00640,820,440,26320,1610,00650,820,410,30370,1490,00560,820,380,34410,1400,00570,820,350,38460,1280,00580,820,320,42510,1160,00490,820,290,45550,1060,004100,820,260,49600,0950,003

Рисунок 3.5 - Изменение добычи жидкости qж в процессе разработки.

 

Рисунок 3.6 - Изменение добычи нефти qн в процессе разработки.

 

Рисунок 3.7 - Изменение накопленной добычи нефти Qн.

 

Рисунок 3.8 - Изменение обводненности ν.

Литература

 

1.Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

.Желтов Ю. П., Стрижов И. Н., Золотухин А. Б., Зайцев В. М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1985.

3.Технологическая схема разработки по Горному нефтяному месторождению Оренбургской области [Текст]: отчет, тема 7-78, этап 2/ Гипровостокнефть; Б.Ф. Сазонов, А.М. Губанов, Куйбышев, 1978.

4.Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения ТатНИПИнефть; г. Бугульма, 2006.

Похожие работы

<< < 2 3 4 5 6