Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы

Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:

- основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и    гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов    Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.

- сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.

Месторождение вводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается и вводится в эксплуатацию по 60 элементов

(60 скважин).

Разработка осуществляется при постоянном перепаде междулиниями нагнетания и отбора.

Предполагается,  что за весь рассматриваемый период ни один

элемент системы не выбывает из разработки. Требуется рассчитать

изменение в течение 12 лет следующих показателей разработки

месторождения: 1) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;

2) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для месторождения в целом.

4.1   Методика расчета   дебитов  нефти и воды в элементе трехрядной системы разработки месторождения при логарифмически нормальном   законе   распределения   абсалютной   проницаемости представлена в источнике ((1), задача 3.7).

4.2 Расчет  показателей  разработки   элемента трехрядной системы.

По формуле (13) из (1) определяют проницаемость   к*    пласта, обводнившегося ко времени t=t*.

Например, при t*=3J5*10 ≈365 сут

Для вычисления дебита нефти и воды необходимо определять значение интеграла                        

Можно при этом использовать также таблицы интеграла вероятности

помещенные в справочнике (2).

Имеем соотношение:

Обозначим

тогда

Таким образом, обводненность v=v(t) будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду

Приведем к виду, удобному для вычислений, зависимость k*=k*(t)

Например, при t= 3,15·107≈365сут k* =2.9·10-12  

По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*107с значение vэ=0,005 Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, а также дебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости для элемента

пласта приведены в таблице при ряде значений времени t==t*

Дебит жидкости, получаемый из элемента разработки qж согласно (20) не изменяется со временем при pc=const. По формуле (20) имеем

согласно источнику (1).

Изменение во времени нефтеотдачи показано на графике 1 ,откуда видно что через 12 лет после начала разработки элемента его нефтеотдача станет равной Г1э=0,27.

4,3 Определение показателей разработки месторождения.

Согласно плану разбуривания и обустройства месторождения ежегодно в течение шести лет, т.е. в течение срока ввода месторождения в разработку в эксплуатацию передается по 60 элементов. Всего за 6 лет введено в эксплуатацию 360 элементов. Для простоты будем считать, что добыча нефти с разбуриваемых элементов будет происходить с начала каждого года.

Для определения изменения во времени добычи нефти по месторождению в таб. 2 приведены данные о добыче нефти из элементов, вводимых в действие за каждый год. Для определения добычи нефти в целом по месторождению добыча нефти по группам элементов суммируется по каждой горизонтальной строке таблицы. Аналогичным образом строится таблица 3 для расчета добычи воды.

Обводненность добываемой из месторождения продукции вычисляют по формуле

Всего по месторождению в разработку вовлекается объем нефти в пластовых условиях

Коэффициент охвата по месторождению в целом η2=0,7. Поэтому общий объем нефти в пласте

Нефтеотдача по месторождению в целом определяется как отношение объема накопленной добычи нефти

  к первоначальному объему нефти в пласте Vн

Страницы: 1, 2