2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.

По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.

Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

(2.9)

где Q_ж - дебит скважины, в пластовых условиях, м³/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; К_э - коэффициент эксплуатации скважин.

Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия ( ).

Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).

Определенная в данном разделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.

3. Расчёт показателей разработки пласта БС₁₁ Суторминского месторождения

Исходные данные для расчётов приведены в таблице 3.1.

1. Рассчитываем площадь залежи

м², (3.1)

где В - ширина залежи, м; L - длина залежи, м.

2. Находим начальные балансовые запасы нефти объёмным методом

т, (3.2)

где h_эф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - коэффициент пористости, доли ед.; S_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; _нпл - плотность нефти в пластовых условиях, т/м³; b_н - объёмный коэффициент нефти, доли ед. /3/

3. Так как L/B>1,5 данную залежь схематизируем как полосообразную. Для неё используем трёхрядное размещение добывающих скважин с законтурным заводнением. Так как залежь с двусторонним питанием делим её на две равные части и проводим расчёты только для одной.

3.1 Определяем среднее расстояние между рядами

м, (3.3)

где n - число рядов.

3.2 Определяем расстояние от контура питания до первого добывающего ряда и между первым и вторым рядами соответственно по формулам

м, (3.4)

м. (3.5)

Таблица 3.1.

3.3 Находим

, (3.6)

где r_c - приведённый радиус скважины, м.

3.4 По номограмме из книги /4/ находим среднее расстояние между скважинами

 м. (3.7)

3.5 Рассчитываем среднее количество скважин

. (3.8)

3.6 Определяем количество скважин в рядах

скв, (3.9)

скв. (3.10)

3.7 Находим расстояния между скважинами в рядах

м, (3.11)

м. (3.12)

В результате проведённой схематизации залежи общее количество добывающих скважин составляет 1899 скв, а нагнетательных - 1899/3=633 скв.

4. Рассчитываем параметр Крылова

т/скв. (3.13)

5. Определяем дебиты в рядах по формуле Маскета /3/

, (3.14)

т/сут,

, (3.15)

т/сут,

где k - проницаемость, м²;

- динамическая вязкость нефти, Па*с;

Р=3 МПа - перепад давления, Па;

_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

R_к1, R_к2 - расстояние до контура питания, м.

6. По формуле (2.9) определяем годовой отбор жидкости

т/год.

7. Находим приращение величины безразмерного времени

.

8. Исходя из соотношения вязкостей нефти и воды (₀=1,2), выбираем по книге /2/ модель слоисто-неоднородного пласта и адаптируем на наши условия (таблица 3.2, рисунок 3).

9. Производим расчёт показателей разработки по формулам (2.3) - (2.8) (таблица 3.3).

Таблица 3.2.

Доля нефти в добываемой продукции в зависимости от безразмерного времени

В таблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки. Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.