Зеленогорская площадь
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
увеличивается в 1,2 раза.
m=1,2*m = 1,2*2,3853=2,8624
. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v:
. Определяем функцию относительной производительности скважин (?)
. Определим амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривании всех скважин (n0) и осуществлении необходимых технических мероприятий всей рассматриваемой нефтяной залежи (q0):
q0=365*?0*Кср* n0*?р*?=365*0,95*1,44*10-5*712*3,5*106*0,2122=0,2122=2,6404 млн. тонн/год,
где ?р - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.
??mmv??р, Паq0, млн. т/год0,56460,74092,38530,86241,89990,21223,52,6404
Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
. Подвижные запасы нефти (Qп)
Qп = Qб * К1 * К2,
где Qб - балансовые запасы нефти; К1 - коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:
К1 = 1 - ?*S,
где ? - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5 (примем в данном случае ?=0,5);
S - площадь, приходящаяся на одну скважину, км2;
К2 - коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов. В нашем случае имеем:
Qп = Qб * К1 * К2 = Qб * (1 - ?*S)* К2 = 222,041*(1-0,5*0,25)*0,611=118,7087 млн. тонн
. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента Up2, находится с учетом послойной неоднородности Up2, наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:
Представленная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
где
А2 - предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90% обводненности); ?0 - коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в ?* раз и по плотности в ?* раз (?* - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях - см. табл. 4.5).
. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К3) при данной послойной неоднородности пласта (Up2) и предельной доле агенту (А)
К3 = Кнз + (Ккз - Кнз)*А = 0,2275 + (0,877-0,2275) * 0,8761 = 0,7965
где
. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:
. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:
QF0 = Qп * F = 118.7087*1.5838=188.0108 млн. тонн
Q0 = Qп * К3 = 118.7087*0,7965=94,5515 млн. тонн
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (QF02) в поверхностных условиях будут равными:
QF02 = Q0 + (QF0 - Q0)*?0 = 94,5515+(188,0108-94,5515)*1,2729=213,5258 млн. тонн
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости
а нефтеизвлечение пластов
Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числом скважин (в нашем случае n0 = 712) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 10 лет по 71 скважин в год (в последний год 73 скважин).
На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.
На следующий (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.
Примем, что за счет методов интенсификации (увеличения перепада давления, перевода на механизированную добычу и т.д.) максимальный амплитудный дебит qM0 будет в два раза больше минимального, равного 2,6404 млн. т/год.
Третья стадия разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.
I. На первой стадии текущий дебет нефти
где t - годы,
nt0 - число действующих скважин в t-м году;
ntб - число пробуренных скважин в t - м году;
? n (t-1)б - общее число пробуренных скважин до t - го года.
Определим значения n10:
. n tо = 71/2 + 0 = 35,5 скв.
. n tо = 71/2 + 71 = 106,5 скв.
. n tо = 71/2 + 142 = 177,5 скв.
. n tо = 71/2 + 213 = 248,5 скв.
. n tо = 71/2 + 284 = 319,5 скв.
. n tо = 71/2 + 355 = 390,5 скв.
. n tо = 71/2 + 426 = 461,5 скв.
. n tо = 71/2 + 497 = 532,5 скв.
. n tо = 71/2 + 568 = 603,5 скв.
. n tо = 71/2 + 639 = 674,5 скв.
. n tо = 71/2 + 712 = 712 скв.
Определим текущий дебет нефти:
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 35,5/712 - 0) = 0,129836 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 106,5/712 - 0,129836) = 0,385933 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 177,5/712 - 0,515769) = 0,634977 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 248,5/712 - 1,150746) = 0,877162 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 319,5/712 - 2,027908) = 1,112677 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 390,5/712 - 3,140585) = 1,341706 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 461,5/712 - 4,482291) = 1,564427 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 532,5/712 - 6,046718) = 1,781013 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 603,5/712 - 7,827731) = 1,991635 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 674,5/712 - 9,819366) = 2,196457 млн. тонн
. q t = 0,027541 * (94,5515 * 712/712 - 12,01582) = 2,273115 млн. тонн
Расчетный текущий дебет жидкости в пластовых условиях:
. q tF = 0, 013946 * (188,0108*35,5/712-0) = 0,130732 млн. тонн
. q tF = 0, 013946 * (188,010