Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?ых пластов в природе не существует. Поэтому замена неоднородного пласта однородным является существенным упрощением реальности, которое допустимо только с целью оценок добывных возможностей месторождения и обоснования выбора систем разработки.
Модель слоистого пласта - это упорядоченная совокупность однородных, но разных между собой по свойствам слоев. Модель зонально-неоднородного пласта состоит из набора одинаковых участков пласта прямоугольной или квадратной формы, отличающихся средней проницаемостью. Предполагается, что каждый участок состоит из однородного пласта. Используется модель зонально и слоисто-неоднородного пласта. В этом случае каждый выделенный участок содержит совокупность слоев различной проницаемости, гидродинамически изолированных друг от друга. Послойная и зональная неоднородности хорошо описываются законом гамма-распределения и оцениваются количественно коэффициентом вариацию Такая модель пласта составляет основу методики расчетов показателей разработки нефтяных месторождений, разработанную В.Д. Лысенко и Э.Д. Мухарским. Модели трещинного и трещино-пористого пласта достаточно сложны, и при курсовом проектировании не используются.
3.1 Исходные данные
Таблица 3.1 - исходные данные.
ПараметрыПласт Т3Площадь S, км24,94Средняя толщина h, м5,30Пористость m, д.ед.0,120Нефтенасыщенность Sн00,890Насыщенность пласта связанной водой Sсв0,110Проницаемость k, м2*10-120,045Начальное пластовое давление p0, МПа24,70Вязкость нефти в пласт. условиях н, мПа*с5,10Плотность нефти в пласт. условиях ?н, т/м30,838Объемный коэффициент нефти bн, д. ед1,063Давление насыщения нефти газом pнас, МПа6,59Газосодержание нефти Г0, т/м325,86Вязкость воды в пласт. условиях в, мПа*с1,05Плотность воды в пласт. условиях ?в, т/м31,127Сжимаемость породы ?, Па-1*10-104,05
Рисунок 3.1 - Схема.
Рисунок 3.2 - Зависимость текущей обводненности ? от относительного отбора нефти
Внешний и внутренний контуры нефтеносности имеют форму, близкую к окружностям (рисунок 3.1).
Требуется определить в условиях разработки при упругом режиме в законтурной области пласта:
1) изменение в процессе разработки за 10 лет (по годам) среднего пластового давления в пределах нефтяной залежи;
) изменение добычи нефти, воды, текущей нефтеотдачи и обводненности продукции при заданной динамике добычи жидкости в течение 10 лет.
3.2 Решение
3.2.1 Определение запасов нефти и газа, числа скважин и 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 ? в виде
В этом случае интеграл Дюамеля запишется следующим образом:
После преобразований, получим
Вычисляя интеграл, имеем
J(?)=0,5?-0,178[1-(1+?)-2,81]+0,487[(1+?)lg(1+?)-?]
Окончательно для расчета изменения среднего пластового давления в нефтенасыщенной части месторождения ?p (?) получаем формулу
Однако при ? > ?*,
Коэффициент пьезопроводности определяем по формуле
В итоге получим,
Таблица 3.2 - изменение среднего пластового давления.
Пласт Т3qmax,*106 м3/год0,30?0,10?p*, МПа6,40Годы t?J(?)J(?-?*)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 ? 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 ур?/p>