Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме

Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, имеющая в плане форму круга, окружена бесконечно простирающейся водоносной областью и разрабатывается при водонапорном режиме. Определить общие запасы нефти, текущую нефтеотдачу к концу второго этапа разработки, конечную нефтеотдачу и продолжительность разработки залежи при следующих данных:

Наименование исходных параметров	Значение
Радиус начального контура нефтеносности Rн [м]
Радиусы эксплуатационных рядов скважин R1 [м] R 2 [м] R 3 [м]
Радиус скважины в рядах и в центре залежи rс [м]	0.1	0.1	0.1
Расстояние между скважинами в рядах 2s [м]
Мощность пласта h [м]
Пористость пласта m	0.12	0.12	0.12
Насыщенность пласта связанной водой SСВ	0.03	0.03	0.03
Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q [м3/сут]

Кроме того, известно, на четвертом этапе залежь не разрабатывается.

V_о – ?, t_р - ?, h₂ - ?, h_к - ?.

РЕШЕНИЕ

1) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки:

V₁= p×(R_н²- R₁²)×hm×(1-S_СВ);

V₂= p×(R₁²- R₂²)×hm×(1-S_СВ);

V₃= p×(R₂²- R₃²)×hm×(1-S_СВ);

V₄= p×(R₃²- r_c²)×hm×(1-S_СВ);

Общие запасы нефти в залежи:

V_о= V₁+ V₂+ V₃+ V_4.

Текущая нефтеотдача к концу второго этапа разработки определяется отношением:

2) Суммарный дебит каждого ряда:

Q_i = qn_i = q2pR_i/(2s_i); i = 1,..3.

3) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки

Q_p1= Q₁+ Q₂+ Q₃+ q

Q_p2= Q₂+ Q₃+ q

Q_p3= Q₃+ q

4) Продолжительность этапов разработки

t_i = V_i /Q_pi ; i = 1,..3.

Общая продолжительность разработки залежи

[лет] .

5) Конечная нефтеотдача определяется как отношение количества добытой нефти к концу разработки залежи к первоначальным ее запасам

Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой

Определить дебиты эксплуатационных скважин в рядах однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с прямолинейными рядами, работающей в условиях водонапорного режима при следующих данных:

Наименование исходных параметров	Значение
Расстояние от контура питания пласта до первого эксплуатационного ряда L1 [м]
Расстояние между рядами L2= L3 [м]
Расстояние между скважинами в ряду 2s1 [м]
2s2 [м]
2s3 [м]
Число скважин в ряду n1
n2
n3
Радиус скважины rc [м]	0.1	0.1	0.1
Мощность пласта h [м]
Проницаемость пласта k [м2]	0.9* 10-12	0.9* 10-12	0.9* 10-12
Вязкость нефти m [мПа.с]	4.5	4.5	4.5
Давление на контуре питания пласта Pк [МПа]
Забойные давления скважин в рядах P1 [Мпа]
P2 [МПа]		8.5	9.5
P3 [Мпа]			10.5

q₁ = ? ; q₂ = ? ; q₃ = ? ;

РЕШЕНИЕ

Представляем фильтрационную схему пласта эквивалентной ей электрической схемой. Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных

рядах составляем уравнение интерференции рядов скважин (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы сопротивлений от P_к до P₃ :

P_к – P₁ = (n₁q₁ + n₂q₂ + n₃q₃)W₁ + n₁q₁w₁

P₁ – P₂ = (n₂q₂ + n₃q₃)W₂ + n₂q₂w₂ - n₁q₁w₁

P₂ – P₃ = n₃q₃ W₃ + n₃q₃w₃ - n₂q₂w₂

Где ; -

внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления i-го ряда.

Полученная система уравнений устанавливает количественную связь между дебитами скважин и давлением на их забоях и на контуре питания пласта. Система разрешается относительно неизвестных q₁, q₂, q₃.