Уравнения разработки залежи

Задача 2.1

Оценить начальные запасы нефти и коэффициенты нефтеотдачи нефтегазовой залежи.  

Общий объем нефтенасыщенной части залежи V _н = 13,8·10⁷ м³ , объем пласта, занятого газовой шапкой, V _г = 2,42·10⁷ м³.

Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом,  = Р_нас= 18,4 МПа; обьемный коэффициент нефти при начальном давлении b _но = 1,34 м³/ м³; объемный коэффициент газа газовой шапки 0,00627м³/ м³; начальное газосодержание нефти  = 100,3 м³/ м³.

При отборе из залежи Q _н = 3,18·10⁶ м³ нефти (в стандартных условиях) и воды Q _в = 0,167·10⁶ м³, среднее пластовое давление снизилось до Р= 13,6 МПа, газосодержание уменьшилось до Г = 75 м³/ м³. При давлении Р= 13,6 МПа объемный коэффициент нефти b_н = 1,28 м³/ м³ , а объемный коэффициент газа b _г = 0,00849 м³/ м³, объемный коэффициент воды b _в = 1,028. За время разработки средний газовый фактор оказался равным = 125 м³/ м³, в залежь вторглось воды из законтурной области

W _в = 1,84·10⁶ м³.

Подсчитаем начальные запасы нефти. Сперва определим относительный начальный объем газовой шапки и величину двухфазного объемного коэффициента по соответствующим формулам:

                                                           (2.1)

.

Запасы нефти в пласте составят величину:

м³(2.2)

За рассматриваемый период разработки коэффициент нефтеотдачи при относительном снижении пластового давления на 26,1% составил:

                                (2.3)

Разработка нефтегазовой залежи при отсутствии гидродинамической связи с водонапорным бассейном (количества вторгшейся и отобранной воды равны нулю) и исходных данных предыдущей задачи могла бы осуществляться при начальных запасах нефти и коэффициенте нефтеотдачи  м³, .

Оценим влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи для  м³.

По приведенным формулам определим относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

расширения газовой шапки:

водонапорного режима:

Сумма участия трех механизмов в добыче нефти равна единице. Интересно, что на рассматриваемый момент времени разработки залежи доминирующей формой пластовой энергии является энергия выделяющегося из нефти растворенного в ней газа. За счет этого фактора добыто 45 % нефти. На долю механизма вытеснения нефти водой приходится 31 % добытой нефти, за счет расширения газовой шапки отобрано 24 %.

 

Задача 2.2

Подсчитать запасы газа в газовой шапке нефтегазовой залежи и суммарный отбор газа из нее , обеспечивающий постоянный объем газовой шапки при снижении среднего давления в залежи от начального Р₀=22,1 МПа до Р=16,1 МПа Пластовая температура С. Общий объем пласта, занятый газовой шапкой, составляет м³. Средняя пористость m=0,18, насыщенность порового объема связанной водой , содержание рассеянной нефти в объеме газовой шапки . Относительная плотность газа равна 0,66.

Решение. Определим объем газа в газовой шапке по известному объему пласта, пористости и насыщенности (в млн м³):

 м³      (2.4)        

Объемный коэффициент газа вычислим по формуле:

                                     (2.5)

где стандартное и среднее текущее пластовые давления; стандартная температура (273K) и температура пласта; z  коэффициент сверхжимаемости.

Найдем значения z. Так, при начальном давлении z =0,914, а при текущем P _пл = 16,1 МПа значение z равняется 0,892. Получим: b_го,= 0,3663* 10^-3*0,914*(374/22,1) = 0,00566 м³/м³; b _г = 0,3663* 10^-3*0,892*(374/16,1) = 0,00759 м³/м³.

Для перевода объема газа из пластовых в стандартные условия воспользуемся обратными значениями полученных объемных коэффициентов:

= 176,7 м³/м³.

= 138,1м³/м³.

Начальные запасы газа в стандартных условиях:

G _{г. ст} = 3,09*10⁶*176,6 =545*10⁶ м³

При понижении пластового давления объем газовой шапки увеличится, если не отбирать газ. Чтоб объем газовой шапки не изменился, необходимо добыть следующее количество газа:

.

Для условий задачи имеем:

м³.

К рассматриваемому в задаче моменту времени, когда давление в залежи снизится до 16,1 МПа, необходимо отобрать из газовой шапки 25,4 % от первоначальных запасов, чтобы размеры газовой шапки не изменились.

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 2.2

Вариант	1	2	3	4	5
Р0 (МПа)	26,1	21,8	24,6	32,4	29,7
Р (МПа)	18,3	14,7	16,8	21,1	24,3
Пластовая температура Тпл (0С)	96	86	88	108	78
Общий объем пласта, занятый газовой шапкой Vг (м3)	20∙106	37∙106	14∙106	24∙106	16∙106
Средняя пористость m	0,14	0,23	0,19	0,18	0,12
насыщенность порового объема связанной водой SСВ	0,12	0,09	0,15	0,17	0,11
содержание рассеянной нефти в объеме газовой шапки SН	0,05	0,08	0,13	0,06	0,11
Относительная плотность газа	0,66	0,62	0,64	0,66	0,68