Сборник задач по разработке нефтяных месторождений
..pdfТаблица 32
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер шага |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
з. |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Среднее давление, |
МПа |
|
23,8 |
22,6 |
21,3 |
20,1 |
18,8 |
17,6 |
16,3 |
15,1 |
13,8 |
12,6 |
||
Накопленная относительная добыча газа Qrп |
0,005 |
0,01 |
0,03 |
0,08 |
0,16 |
0,24 |
0,31 |
0,36 |
0,38 |
0,40 |
||||
Относительная добыча газа за шаг AQrn 1 |
0,005 |
0,005 |
0,02 |
0,05 |
0,08 |
0,08 |
0,07 |
0,05 |
0,02 |
0,02 |
||||
Приведенный газовый фактор Г |
0,395 |
0,4 |
0,41 |
0,44 |
0,56 |
0,8 |
0,97 |
0,99 |
0,97 |
0,94 |
||||
Средний |
приведенный |
газовый |
фактор Гср |
0,39 |
0,40 |
0,41 |
0,425 |
0,5 |
0,68 |
0,89 |
0,98 |
0,98 |
0,955 |
|
Параметр AQ*n |
|
|
|
0,002 |
0,004 |
0,016 |
0,037 |
0,05 |
0,037 |
0,025 |
0,016 |
0,006 |
0,007 |
|
|
|
|
0,002 |
0,006 |
0,022 |
0,059 |
0,109 |
0,146 |
0,171 |
0,187 |
0,193 |
0,2 |
||
Накопленная величина 2AQrn |
||||||||||||||
Газовый фактор Г, |
м3/т |
|
174 |
176 |
180 |
194 |
246 |
352 |
427 |
436 |
427 |
414 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р о д о л ж е н и е |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер шага |
|
|
|
|
|
|
|
Показатель |
|
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
1 8 |
19 |
20 |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Среднее давление, |
МПа |
|
11,3 |
10,1 |
8,8 |
7,6 |
6,3 |
5,1 |
3,8 |
2,6 |
1,35 |
0 |
||
Накопленная относительная добыча газа Qm |
0,43 |
0,45 |
0,47 |
0,49 |
0,51 |
0,53 |
0,57 |
0,66 |
0,79 |
1 |
||||
Относительная добыча |
газа за |
шаг AQm i |
0,03 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,04 |
0,09 |
0,13 |
0,21 |
||
Приведенный газовый |
фактор |
Г |
0,86 |
0,77 |
0,65 |
0,55 |
0,44 |
0,38 |
0,27 |
0,13 |
0,04 |
0 |
||
Средний |
приведенный |
газовый |
фактор Гср |
0,9 |
0,815 |
0,71 |
0,6 |
0,495 |
0,41 |
0,325 |
0,2 |
0,08 |
0,02 |
|
Параметр |
AQr*n |
|
|
|
0,011 |
0,08 |
0,009 |
0,01 |
0,013 |
0,015 |
0,039 |
0,142 |
0,513 |
— |
|
|
|
0,211 |
0,219 |
0,228 |
0,238 |
0,251 |
0,266 |
0,305 |
0,447 |
0,960 |
— |
||
Накопленная величина ZAQrn |
|
|||||||||||||
|
378 |
339 |
286 |
242 |
194 |
167 |
119 |
57 |
18 |
0 |
||||
Газовый фактор Г, |
м3/т |
|
J42
Таблица |
33 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Время |
разработки, |
годы |
|
|
|
|
|
Показатель |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
И |
Среднее |
пластовое давление |
в залежи р, |
21,5 |
20,5 |
19,0 |
17,5 |
12,5 |
8,5 |
6,5 |
5,5 |
4,5 |
4,2 |
4,1 |
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объемный коэффициент газа |
Ь~\ м3/м |
169 |
161 |
148 |
137 |
98 |
66 |
50 |
43 |
34 |
32 |
31 |
|
(»rt - |
196,1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча газа Qr, 10° м3 |
1,72 |
2,22 |
3,03 |
3,71 |
6,13 |
8,12 |
9,12 |
9,55 |
10,11 |
10,24 |
10,30 |
|
Дебит газа qr, млн. м3/сут |
4,8 |
1,4 |
2,3 |
1,9 |
6,7 |
5,5 |
2,8 |
1,2 |
1,6 |
0,4 |
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р о д о л ж е н и е |
||
|
|
|
|
|
|
Время |
разработки, |
годы |
|
|
|
|
Показатель |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
25 |
30 |
Среднее пластовое давление в залежи р, |
4,0 |
4,0 |
3,9 |
3,8 |
3,6 |
3,5 |
3,5 |
3,5 |
3,4 |
3,2 |
3,0 |
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
26,2 |
|
|
|
|
Объемный коэффициент газа Ь~1, м3/м |
30,5 |
30 |
29,5 |
29 |
28 |
26,5 |
26 |
25,3 |
24 |
23 |
||
(» й ' = 196,1) |
|
10,30 |
|
|
|
10,48 |
10,58 |
10,6 |
|
|
10,73 |
|
Накопленная добыча |
газа Qr , 10° м3 |
10,36 |
10,39 |
10,42 |
10,61 |
10,65 |
10,8 |
|||||
Дебит газа qr, млн. |
м3/сут |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,2 |
0,3 |
0,06 |
0,03 |
0,03 |
0,04 |
0,04 |
V
|
|
|
|
05 |
|
|
|
|
/ |
Рис. |
55. |
Динамика добычи |
нефтяного |
|
газа во времени разработки залежи |
|
|||
Рис. |
56. |
Зависимость обводненности |
О |
|
пласта нефтегазовой залежи |
от относи- |
|||
тельной |
накопленной добычи |
нефти |
|
жидкости и затем до 10-го года разработки. После чего пластовое давление монотонно уменьшается и к 30-му году становится равным 3 МПа, т. е. на 88 % меньше относительно первоначального. Газовый фактор в первые 5 лет стремительно растет и достигает максимального значения, а затем начинает столь же быстро сни жаться. К 30-му году разработки его величина равна примерно 65 м3/т. К этому времени разработки будет добыто нефтяного газа 66 % от его запасов в растворенном состоянии при нефтеотдаче 43,6 %.
5. Расчет добычи газа из газовой шапки. Расчет будем вести, исходя из поставленного условия неподвижности газонефтяного контакта, т. е. постоянства объема газовой шапки в пластовых условиях. Используя методику задачи 4.5, подсчитаем вначале объемные коэффициенты газа в зависимости от давления, изменяю щегося по годам разработки залежи, а затем определим динамику накопленной добычи газа. Результаты вычислений представлены
втабл. 33.
Врасчетах принималось, что среднее давление в нефтеносной части равно давлению в газовой шапке. Величины давлений во вре мени разработки определены по графику (см. рис. 52).
Из табл. 33 видно, что дебиты газа по времени разработки из
меняются в значительных |
пределах. Максимальный |
дебит |
6,8 млн. м3/сут приходится |
к моменту времени разработки, |
когда |
наблюдается наибольшее понижение пластового давления. В течение 30 лет разработки необходимо отобрать 88 % газа от начальных
его запасов |
в газовой шапке. |
З а д а ч а |
4.8К. Определить основные технологические пока |
затели разработки нефтегазовой залежи при следующих условиях.
Площадь нефтеносности 5 |
Н= 136-105 м2; площадь газовой шапки |
5 ГШ= 58-105 м2; средняя |
толщина пласта h = 10 м; средняя по |
объему залежи пористость т = 0,2 ; насыщенность порового объема
связанной |
водой sCB— 0,12. |
Начальное пластовое давление равно |
||||
давлению |
насыщения |
(р„ = |
Рнас = 20 |
МПа). Проницаемость, ус |
||
редненная |
по |
всему |
объему |
залежи, & = 0,2 - 10-12 м2; |
вязкость |
|
нефти и |
воды |
в пластовых |
условиях |
соответственно |
рн = 2,0 - |
143
— Таблица 34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер шага |
|
|
|
|
|
|
Показатель |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
||
|
|
|
|
|
7 |
|||||||
Относительный отбор нефти за интервал ДфН |
0,06 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
||||
Средняя обводненность |
за |
интервал Vf |
0,022 |
0,05 |
0,1 |
0,17 |
0,27 |
0,38 |
0,49 |
0,59 |
||
|
|
д о н. |
|
|
0,051 |
0,053 |
0,056 |
0,06 |
0,068 |
0,08 |
0,098 |
0,122 |
Отношение ------— |
|
|
||||||||||
|
|
1 — Vf |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
„ |
|
|
V 1 Л Он* |
0,051 |
0,104 |
0,160 |
0,220 |
0,288 |
0,368 |
0,466 |
0,588 |
|
Накопленное значение |
у |
------ — |
||||||||||
|
|
|
Z_J |
1 — vi |
|
|
|
|
|
|
|
|
5 . |
у |
ДР.1 |
|
|
0,241 |
0,294 |
0,35 |
0,41 |
0,478 |
0,558 |
0,656 |
0,778 |
|
Z-f |
1 — Vi |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р о д о л ж е н и е
Показатель
Относительный отбор нефти за интервал AQH Средняя обводненность за интервал vt-
_ |
Д<?Н1 |
|
Отношение ---------- |
1 — vt- |
|
|
|
|
Накопленное |
Y'' |
Д Q»i |
значение > |
---------1 Vj |
|
|
L i |
|
|
|
Номер шага |
|
|
|
|
9 |
10 |
и |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
0,71 |
0,82 |
0,87 |
0,93 |
0,96 |
0,97 |
0,99 |
1,0 |
0,172 |
0,278 |
0,385 |
0,714 |
1,25 |
1,667 |
5 |
— |
0,760 |
1,038 |
1,423 |
2,137 |
3,387 |
5,054 |
10,054 |
— |
0,95 |
1,228 |
1,613 |
2,327 |
3,577 |
5,244 |
10,244 |
— |
10-3 |
мПэ-с, pB= 1,0• 10—3 мПа-с; объемный коэффициент нефти |
Ьн = |
1,5, воды Ьг = 1,028; начальная газонасыщенность Г0 — |
= 150 м3/т; плотность дегазированной нефти рн = 0,85 т/м3; объем
ный коэффициент |
газа |
Ь'г = 170 м3/м3. Отношение |
плотностей |
воды и нефти р* = |
рв/рн = 1,33. |
части за |
|
Рассмотреть вариант |
разработки нефтенасыщенной |
лежи с применением внутриконтурного заводнения при располо жении добывающих и нагнетательных скважин по равномерной
сетке с параметром |
плотности 5 С= |
18-104 м2/скв. Система завод |
|
нения вводится в |
течение |
= 5 |
лет. Характеристика процесса |
обводнения приведена на рис. 56. Коэффициент вытеснения нефти
водой Лх = 0,85. Забойные давления |
в добывающих скважинах |
|||
рд = |
16 МПа; |
средний |
коэффициент |
продуктивности скважин |
К = |
0-0,8-10-9 |
т/Па-с; |
показатель |
влияния плотности сетки |
скважин на нефтеотдачу а = 0,0305-10-4 скв/м2. Предельная об водненность продукции скважины vnp = 0,95. В период ввода за лежи в разработку дебит жидкости возрастает по линейному за кону, а в последующем остается постоянным и равным максималь ному, определяемому как 8,37 % от извлекаемых запасов нефти.
Газ из газовой шапки добывается с постоянным дебитом, значе ние которого определяется по заданному темпу отбора от извле каемых запасов (гг = 20 %/год). Газоотдача при вытеснении газа водой т]г = 0,85. Добыча газа компенсируется закачкой воды в скважины барьерного ряда, расположенного вдоль контура газо носности. Средняя приемистость одной скважины дН1 = 390 м3/сут.
Требуется определить число скважин на площади нефтеносности и в барьерном ряду, динамику добычи нефти и воды при разработке нефтяной части залежи.
Р е ш е н и е . 1. Подсчет запасов нефти и газа и определение числа скважин.
Запасы нефти в пластовых условиях
QHпл= SHhm (1 —sCB) = 136 - 105- 10-0,2(1 —0,12) = 23,9-106 м3,
в стандартных условиях
GH= 23,9-106 (0,85/1,5) = 13,6- 10е т.
Запасы нефтяного газа, растворенного в нефти,
Gr = СНГ0= 13,6- 10е150 = 2,03• 109 м3.
Запасы газа в газовой шапке в пластовых условиях
Gnu пл = Srhm (1 — sCB) = 58 |
-105- 10-0,2 |
(1 —0, 12) = 10,2- 10е м3, |
|
в стандартных условиях |
|
|
|
Grui = GrUjUnb~ 1 = 10,2-106-170= 1,73 |
-109 м3. |
||
Извлекаемые запасы газа |
в стандартных условиях определим |
||
с учетом |
заданной газоотдачи: |
|
|
Мгш = |
1,73 • 10° • 0,85 = 1,47 |
109 м3. |
|
145
Тогда дебит газа из газовой шапки должен составить
<7гш—zrWnu=1.47 Ю9*0,2 = 294 млн. м3/год.
Дебит газа, приведенный к начальному пластовому давлению,
д,ш = ЯгшЬг = (294-106) / 170 = 1,7 10е м3/год.
Для компенсации отбора газа из газовой шапки необходимо закачивать в скважины воду с таким же темпом. С учетом объем ного коэффициента расход воды составит
<7н в = <7г Ш Ь Г 1 = ( 1 , 7 1 0 6) / 1 , 0 2 8 = 1 , 6 5 • 1 0 6 м 3/ г о д .
Число нагнетательных скважин в барьерном ряду определим по заданной средней приемистости и суммарному расходу:
пв = <7HB/?HI = (1,6510е/390 • 365) = 12.
Определим общее число скважин, необходимое для разработки нефтеносной части залежи. Для этого используем заданный пара метр плотности сетки скважин. Получим
п0 = пи-\- Лд = SH/SC= (1360-104)/(18-104) = 76 скв.
Для подсчета извлекаемых запасов нефти определим коэффи циент сетки скважины по известной формуле В. Н. Щелкачева
Th= e“ aSc.
Подставив в формулу известные значения а и S c, получим
г|2 = е |
= 0,581. |
Тогда извлекаемые запасы нефти составят
N = = 13,6- 10е• 0,85• 0,581 = 6,72■ 10е т.
Максимальный дебит жидкости qmax ж = 13,6-106-0,581 х
х0,0837 = 0,66 млн. м3/год.
2.Расчет динамики добычи нефти, воды и жидкости при разра ботке нефтяной части залежи.
Из условия задачи следует, что в период бурения скважин дебит жидкости возрастает по линейному закону с темпом
«I = Qmax ж//* = (0,66 • 10е)/5 = 0,132 • 10е |
М3/Г0Д2. |
|
В дальнейшем при |
добыча жидкости остается постоянной |
|
и равной <7тах ж = 1814 |
м3/сут. Расчет |
динамики добычи нефти |
и воды будем производить по приближенной схеме, используя заданную характеристику обводнения (см. рис. 56). При отборе
нефти Q„ = 19 % от извлекаемых запасов обводненность остается равной нулю. Накопленная добыча нефти для рассматриваемых условий
_ |
1 .? |
QH= Q H+ |
J' Яж(т) (1 —v) dx, |
где t — время |
р азработк и ; t* — безводны й п ер и од добы чи неф ти . |
146
О ч еви дн о, |
|
|
_ |
. |
t |
Q,i = Q H — Q H = |
—N |
t*Яж(т)| ( 1 —V ) dx. |
Примем, что в течение небольшого промежутка времени Atif
в течение которого добывается AQHi нефти, обводненность и дебит жидкости остаются постоянными. Тогда предыдущее равенство примет вид
A Q HI = |
—— ^Ж[(.1 Vj) А/,-. |
|
N |
Разделим обе части равенства на (1—vt):
1 |
— Vi |
= |
А/ |
* ’ |
|
N |
|
где Vi — средняя обводненность за период Д/£ или при отборе AQHг нефти.
Просуммируем обе части предыдущего равенства по М шагов, на которые разделим время разработки в период добычи обводнен ной продукции. Получим
м _ м
i=l |
i= 1 |
Правая часть полученного уравнения представляет собой на копленную добычу жидкости. Тогда
м
i = 1
С помощью полученного соотношения можно вместо заданной кривой (см. рис. 56) получить график зависимости обводненности
продукции от времени разработки. Примем AQ„ = 0,05, тогда с помощью исходной кривой получим соответствующие значения обводненности на середину каждого интервала. Результаты опреде лений сведены в табл. 34.
Относительную накопленную добычу жидкости в период раз
буривания залежи определим |
по формуле |
|
<7i>K= ~тгJ «о^т = |
q™ax ж |
t2 при 0 < / < **, |
N о |
2Nt* |
|
а в последующий период
,*
Qn>K=— |
\ ЯтахжЛт= |
— |
При t> t* . |
N |
t, |
N |
|
147
Рис. 57 Номограмма для опреде ления обводненности в зависимо сти от времени разработки зале жи
Рис. 58. Графики разработк и неф теносной части нефтегазовой за лежи
Определим добычу жидкости в первый период разработки для следующих значений времени:
при |
^1 = 1 год(31,5- 10е |
с) Q>K(1) = |
0,021 |
X |
|
|
|||||
|
|
|
2-6,72-10е- 158-10е |
||
X (31,5-106) = 0,01; |
|
|
|
|
|
U = 2 |
года (63 • 106 с) |
(2ж (2) - 9 ,8 - 1 0" 18• (63 • Ю6) - |
0,04; |
||
*з = 3 |
года (94,6 • 10е |
с) |
Q* (3) = 0,09; |
|
|
*4= 4 |
года (126,2-10е |
с) |
Q* (4) = 0,16; |
|
|
*5= ** = 5 лет(158-;Ю6 с) Q* (**) = 0,25.
Для периода поддержания постоянной текущей добычи жидко сти, например при *30 = 30 лет (946-10® с), относительная добыча жидкости составит
Qn ж (30) = 0,25 |
0,021 (946— 158) 10° |
2,71. |
|
6,72-1С‘! |
|||
|
|
148
Результаты вычислений представлены также в табл. 34, по данным которой и полученным значениям относительной накоплен ной добычи жидкости построены графики (рис. 57). Данные, полу ченные по этим графикам, приведены ниже.
V |
0 |
0,1 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
/, годы |
4,5 |
6,5 |
7,4 |
8,3 |
9,1 |
10,2 |
11,4 |
13 |
16,4 |
24,7 |
QH, .млн. т |
1,28 |
2,22 |
2,62 |
2,96 |
3,19 |
3,76 |
3,9 |
4,30 |
4,47 |
5,17 |
На рис. 58 приведена кривая, характеризующая процесс об воднения продукции скважин от времени разработки залежи, с ис пользованием которой подсчитаны дебиты нефти, воды и накоплен ную добычу нефти. Результаты этих вычислений приведены в табл. 35, по данным которой построены соответствующие графики разработки.
Таблица 35
Показатель |
|
Время |
разработки t, |
годы |
|
||
1 |
5 |
10 |
15 |
20 |
30 |
||
|
|||||||
Обводненность v |
346 |
0,02 |
0,48 |
0,77 |
0,86 |
0,93 |
|
Дебит нефти qlu м3/сут |
1642 |
864 |
346 |
173 |
86 |
||
Накопленная добыча нефти QH, млн. т |
0,12 |
1,79 |
3,98 |
. 4,94 |
5,45 |
5,94 |
|
Дебит воды qB, м3/сут |
— |
26 |
778 |
1296 |
1382 |
1555 |
|
Накопленная добыча воды QB, млн. м3 |
— |
0,01 |
0,82 |
2,86 |
5,35 |
10,9 |
За 30 лет разработки из залежи при заданной динамике добычи жидкости будет добыто нефти 88,4 % от извлекаемых запасов при обводненности продукции скважин 93% . Воды будет добыто 10,9 млн. м3,или примерно в 1,8 раза больше накопленной добычи нефти. Нефтяного газа будет добыто за этот период немного более 1 млрд. м3.
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В задачах 4.9К и 4.10К для определения показателей разработки залежей используют методику приближенных расчетов, основан ную на аппроксимации кривых фазовых проницаемостей различ ными зависимостями.
З а д а ч а 4.9К. Нефтегазоконденсатное месторождение с ус ловными водонефтяным и газонефтяным контактами и вертикаль ным разрезом, показанными на рис. 59, решено в одном из вариан тов разрабатывать с применением заводнения при однорядной схеме расположения скважин как в нефтяной, так и в газоконденсатной частях месторождения, но при различных расстояниях между сква
жинами. |
части месторождения |
составляет |
|
Площадь нефтеносной |
|||
3750-104 м2. На этой части месторождения расположено 125 |
эле |
||
ментов однорядной системы |
разработки при длине |
элемента |
I = |
149
ч
Рис. 59. Схема нефтегазового месторождения:
1 — условный водонефтяной контакт; . 2 — условный газонефтяной |
кон |
такт; 3 — нагнетательные скважины; 4 — добывающие скважины; 5 |
— газ |
с растворенным в нем конденсатом; 6 — нефть; 7 — вода |
|
= 600 м и ширине, равной расстоянию между скважинами, 2ос = = b = 500 м. Газоконденсатная часть месторождения площадью 3000-104 м2 разрабатывается, как уже указывалось, также с при менением заводнения при однорядной схеме расположения сква
жин, но при длине элемента |
1Х = 1200 м и ширине Ьх = 1000 |
м. |
Месторождение вводится в |
эксплуатацию и обустраивается |
за |
8 лет, причем равномерно во времени за этот период вводится |
125 |
|
элементов системы разработки |
в нефтяной и 25 элементов — в га |
|
зоконденсатной части месторождения. |
|
Считается, что пластовое давление в процессе разработки ме сторождения будет поддерживаться как в нефтяной, так и в газо конденсатной частях на уровне начального пластового давления, равного рпл = 20 МПа, пластовая температура Тпл = 297 К.
Вязкость нефти в пластовых условиях \iH= 2 мПа-с; вязкость газа с растворенным в нем конденсатом рг = 0,02 мПа-с; общая толщина нефтегазонасыщенной части h0 = 30 м; коэффициент охвата пласта воздействием в нефтяной части т]2 = 0,7 (охваченная воздействием толщина пласта h = har\2 = 21 м) и в газоконденсат ной части т]2Г = 0,8. Пористость m = 0,23; насыщенность связан ной водой sCB= 0,07 как в нефтяной, так и в газоконденсатной частях пласта. Объемное содержание конденсата в газе ср = 10_3, т. е. в 1 м3 газа при стандартных условиях содержится 0,001 м3 конденсата. Коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых ус ловиях 2СП= 0,75.
150