Динамика коэффициента текущей нефтеотдачи

t, годы	v	η	t,годы	v	η
0,5		0,032	6,5	0,962959	0,473
		0,081		0,9678184	0,477
1,5		0,162	7,5	0,9715022	0,481
	0,2135313	0,261		0,9745313	0,485
2,5	0,4369111	0,348	8,5	0,9773172	0,488
	0,6667381	0,406		0,9795038	0,491
3,5	0,9004303	0,434	9,5	0,9815543	0,493
	0,9233702	0,445		0,9831447	0,495
4,5	0,9385717	0,454	10,5	0,9838271	0,497
	0,9490527	0,462		0,984486	0,499
5,5	0,9569417	0,468

 

Отмечается следующее:

1) разработка месторождения завершится через 11 лет при обводнен­ности продукции 99%;

2) накопленная добыча нефти к концу разработки достигнет 25,38 млн.м³;

3) конечная нефтеотдача составит 0,499.

Динамика показателей суточной добычи нефти, обводненности продук­ции и нефтеотдачи в целом по месторождению представлена на рис. 12.

 

 

Рис. 12. Зависимость q_{н ,} v, h от времени t для месторождения

8. После того как определены технологические показатели разработки месторождения рассчитываем показатели работы одной добываю­щей скважины - среднесуточные дебиты жидкости, нефти и воды.

Предварительно определили количество действующих скважин для заданных промежутков времени с учетом темпов разбуривания и обустрой­ства месторождения.

Если семиточечная схема размещения скважин охватывает число элемен­тов площади N>1, то количество добывающих скважин =3N+4.

Так, если в течение первого полугодия (t =0,5) в эксплуатации находятся 18 элементов площади, то n_d= 3·18+4=58. Для других значений времени t расчет выполнили аналогично, максимальное число действующих добывающих скважин равно 220.

По мере достижения предельной обводненности извлекаемой продукции скважины выводятся из эксплуатации, к концу разработки месторождения их количество уменьшается.

Результаты расчета представлены в табл.8, которую заполнили с использованием данных таблиц 5 и 6.

 

 

Таблица 8

Показатели эксплуатации скважин

t, годы	Число добывающих скважин	Дебит одной добывающей скважины, м^3/сут
жидкости	нефти	воды
0,5		155,17	155,17	0,00
		160,71	160,71	0,00
1,5		162,65	162,65	0,00
		163,64	128,69	34,94
2,5		163,64	92,14	71,49
		163,64	54,53	109,10
3,5		163,64	16,29	147,34
		163,64	12,54	151,10
4,5		163,64	10,05	153,58
		163,64	8,34	155,30
5,5		163,64	7,05	156,59
		163,64	6,06	157,58
6,5		163,64	5,27	158,37
		163,64	4,66	158,97
7,5		163,64	4,17	159,47
		163,64	3,71	159,92
8,5		163,64	3,35	160,28
		163,64	3,02	160,62
9,5		163,64	2,76	160,88
		162,65	2,63	160,02
10,5		160,71	2,49	158,22
		155,17	2,36	152,81

 

9. Рассчитываем перепад давления в элементе системы разработки на ос­нове моделипоршневого вытеснения нефти водой.

Предварительно находим параметр σ как половину расстояния между добывающими скважинами вдоль кругового контура радиусом r_к. Для семиточечного элемента системы разработки:

а) при r_в=r_нс в области элемента пласта r_нс ≤r_в ≤r_к движется чистая нефть. Считают, что фазовая проницаемость для нефти в этом случае равна абсолют­ной проницаемости пласта, a K_H=K_H (S_cв)=1. Тогда:

 

б) при r_в=r_к/2 в области элемента пласта r_нс ≤ r_в ≤r_к движется вода. Фа­зовая проницаемость породы для воды в этом случае равна K_в=K_в(S*)= 0,855. В остальной части элемента пласта фильтруется нефть, следовательно:

 

 

в) при r_в=r_к во всей области фильтрации движется вода, поэтому:

 

 

 

=2,7 2,7

 

Видно, что при постоянном объеме закачки перепад давления в элементе пласта по мере продвижения фронта вытеснения нефти водой уменьшается.

 

 

ВАРИАНТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПОЗВОЛЯЮЩИЙ УВЕЛИЧИТЬ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ БЕЗВОДНОГО ПЕРИОДА t* В ДВА РАЗА

Для увеличения продолжительности безводного периода t^* в два раза, мною было принято решение увеличить параметр r_к – радиус кругового элемента, эквивалентного семиточечному элементу площади. Так как
а , то для увеличения r_к необходимо уменьшить число элементов площади, вводимых в разработку каждые полгода в два раза, с 18 до 9.

418,5203

 

=

 

 

1188,5

Полученное значение t^* = 3,2562 года, в два раза больше первоначального t*=1,628 года и удовлетворяет условию увеличения продолжительности безводного периода разработки в два раза.

Далее сравним основные проектные параметры и показатели разработки.

 

Сравним основные показатели разработки для значений t^* и запишем их в таблицу 9.

Таблица 9

Сравнение показателей

Показатель	t^*=1,628 года	t^*=3,2562 года
Коэффициент нефтеотдачи	Для элемента	0,516	0,521
По месторождению	0,499	0,520
Время разработки, лет
Количество добывающих скважин
Добыча нефти на конец разработки, тыс. м^3	25,37931	26,43662
Добыча воды на конец разработки, тыс. м^3	99,45069	66,91457

 

Получим, что КИН для элемента изменён, но не значительно. Но КИН по всему месторождению выше для 2-го случая (уменьшения время ввода в эксплуатацию Т в 2 раза). Дополнительная добыча составит 1,05731 тыс. м³ нефти. При уменьшении Т в 2 раза значительно уменьшается фонд скважин (на 108), при этом коэффициент охвата пласта остается неизменным, что приводит к значительному уменьшению закачки воды в пласт при еще большей добыче нефти, несмотря на то, что сильно увеличилось время разработки месторождения.

Графики основных показателей разработки для двух случаев приведены на рисунках 15 и 16.

 

 

 

 

ВЫВОД

 

При увеличении продолжительности безводной добычи нефти в 2 раза, увеличивается и время разработки месторождения, что приводит к дополнительным затратам. Но при этом уменьшается количество вводимых в эксплуатацию добываемых и нагнетальных скважин. В плане нефтеотдачи только изменение времени ввода в эксплуатацию элементов повлияло на конечный КИН (увеличение составило 4%). Поэтому, после всего вышеизложенного увеличение безводного периода добычи нефти, несомненно, доказывает свою полезность.

 

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005.-496 с.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1993. - 416 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 365 с.

4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов. – М.:ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.

5. Подземная гидромеханика: Учеб. пособие. / В.А.Ольховская; Самар. гос. техн. ун-т: Самара, 2007. - 177 с.

6. Использование моделей пониженной размерности в прикладных задачах подземной гидромеханики: Учеб. пособие / В.А.Ольховская. - Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2011. - 105 с.

7. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник –

М.: Недра, 1971. – 312 с.