Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.

Нефтяное месторождение характеризуется однородностью по проницаемости и толщине пласта, круговой формой и хорошей гидродинамической связью между законтурной и нефтяной частью. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за контуром месторождения. При его разработке применяется кольцевое заводнение в комплексе с законтурным. Схема месторождения, состоящего из одного законтурного ряда и одного кольцевого ряда нагнетательных скважин, и нескольких рядов добывающих скважин (расположенных параллельно кольцевому ряду и внешнему контуру нефтеносности) показана на рисунке.

Наименование исходных параметров	значение
Радиус внешнего ряда нагнетательных скважин	RНЗ [м]
Радиус первого эксплуатационного ряда	R1[м]
Радиус второго эксплуатационного ряда	R2[м]
Радиус третьего эксплуатационного ряда	R3[м]
Радиус кольцевого нагнетательного ряда	RНК[м]
Радиус четвертого эксплуатационного ряда	R4[м]
Расстояние между скважинами в рядах	2s [м]
Радиус скважины	rс [м]	0.1
Толщина пласта	h [м]
Проницаемость пор пласта для нефти	kн [м2]	0.5*10-12
Проницаемость пор пласта для воды	kв [м2]	0.3*10-12
Вязкость нефти в пластовых условиях	mН [мПа·с]
Вязкость воды в пластовых условиях	mВ [мПа·с]
Давление на забоях нагнетательных скважин законтурного ряда	PНЗ [МПа]
Давление на забоях нагнетательных скважин кольцевого ряда нагнетательных скважин	PНК [МПа]
Давление на забоях добывающих скважин	PЗАБ [МПа]

Известно также, что в рассматриваемый момент времени закачиваемая вода проникла на расстояние от нагнетательных скважин:

r_в= s/p.

Определить расходы воды, закачиваемой в каждую из нагнетательных скважин законтурного и внутриконтурного ряда, дебиты скважин каждого добывающего ряда.

РЕШЕНИЕ

Представляем фильтрационную схему пласта для фильтрации воды и нефти эквивалентной ей электрической схемой

Где W_i и w_i – внешние и внутренние фильтрационные сопротивления соответственно.

Для расчета расходов воды и дебитов нефти составляем систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы от P_н до P₂, от P_нк до P₂, от P_нк до P₅. Будем иметь в виду, что общий расход воды, закачиваемый в кольцевой ряд нагнетательных скважин (НК) равен q_нк. Однако, будем считать, что влево от этого ряда в сторону ряда добывающих скважин (3) поступает часть расхода d₃ ×q_нк, а другая часть d₄×q_нк уходит вправо. Также будем иметь в виду, что часть d₂₁×q₂ общего дебита нефти стягивающего ряда (2) обеспечена притоком нефти слева, а другая его часть d₂₃×q₂ – притоком справа. Полная система уравнений состоит из трех независимых подсистем и включает в себя следующие уравнения.

1. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин законтурного ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

;

где ; ;

; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 1-го ряда (слева).

1. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:

;

.

где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 3-го ряда добывающих скважин (влево);

; ;

; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 3-го ряда (справа).

1. Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоя центральной скважины:

;

;

;

где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 4-го ряда добывающих скважин (вправо);

; .

Кроме того, внутренние эквивалентные фильтрационные сопротивления при плоско-радиальной фильтрации нефти к добывающим скважинам i – го ряда определяются выражением:

, i = 1,..,5.

1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу

Материального баланса

Нефтегазовое месторождение характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта.

Наименование исходных параметров	Значение
Начальное пластовое давление равное давлению насыщения P0=PН
Нач. доля объема газовой шапки по отношению к объему всей залежи a0	0.15	0.2	0.15
Нач. газосодержание нефти Г0 [м3/м3]
Нач. объемный коэффициент газа bГ0	0.006	0.006	0.006
Нач. объемный коэффициент нефти bН0	1.475	1.475	1.475
Насыщенность порового объема связанной водой SСВ	0.12	0.12	0.12
Пластовое давление в процессе разработки снизилось до Pпл при котором:
Газосодержание нефти Г [м3/м3]
Объемный коэффициент газа bГ	0.0063	0.0063	0.0063
Объемный коэффициент нефти bН	1.415	1.415	1.415
Объемный коэффициент воды bВ	1.028	1.028	1.028
Добыча нефти за этот период Cоставила QН [м3]	1.06*106	1.06*106	1.1*106
Добыча газа составила VГ [м3]	175*106	185*106	175*106
Добыча воды составила VВ [м3]	5*104	6*104	4.2*104
Причем количество воды, внед- рившейся в залежь составило W [м3]	1.225*106	1.1*106	1.*106

ЗАДАЧА 1

Определить на основе метода материального баланса:

1) 1) начальные геологические запасы нефти G_Н - ?

2) текущую нефтеотдачу (h- ?) и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи (S_н -?) на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения P_н до текущего давления P_пл.

РЕШЕНИЕ

1) 1) Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи