Разработка по участку пласта Суторминского месторождения (стр. 5 из 5)
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 hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - коэффициент пористости, доли ед.; Sн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; rнпл - плотность нефти в пластовых условиях, т/м3; bн - 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.
| Ширина залежи, м | 18200 |
| Длина залежи, м | 27800 |
| Эффективная толщина пласта, м | 12 |
| Пористость, доли ед. | 0,18 |
| Проницаемость, мкм2 | 0,04 |
| Начальная нефтенасыщенность, доли ед. | 0,64 |
| Вязкость нефти, мПа*с | 1,25 |
| Плотность нефти, кг/м3 | 780 |
| Перепад давления, МПа | 3 |
| Балансовые запасы, млн.т. | 590,83 |
| Объемный коэффициент, доли ед. | 1,185 |
| Приведенный радиус скважины, м | 0,055 |
| Коэффициент эксплуатации, доли ед. | 0,8 |
3.3 Находим
, (3.6)где rc - 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;
m - динамическая вязкость нефти, Па*с;
DР=3 МПа - перепад давления, Па;
rн - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
Rк1, Rк2 - 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 (m0=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
| | Fн i |
| 0,028359 | 1 |
| 0,056719 | 1 |
| 0,085078 | 0.999 |
| 0,113437 | 0.997 |
| 0,141796 | 0.996 |
| 0,170156 | 0.993 |
| 0,198515 | 0.089 |
| 0,226874 | 0,986 |
| 0,255234 | 0,982 |
| 0,283593 | 0,975 |
| 0,311952 | 0,964 |
| 0,340311 | 0,950 |
| 0,368671 | 0,926 |
| 0,39703 | 0,900 |
| 0,425389 | 0,862 |
| 0,453749 | 0,813 |
| 0,482108 | 0,765 |
| 0,510467 | 0,705 |
| 0,538826 | 0,654 |
| 0,567186 | 0,616 |
| 0,595545 | 0,573 |
| 0,623904 | 0,525 |
| 0,652264 | 0,487 |
| 0,680623 | 0,453 |
| 0,708982 | 0,428 |
| 0,737342 | 0,402 |
| 0,765701 | 0,377 |
| 0,79406 | 0,357 |
| 0,822419 | 0,333 |
| 0,850779 | 0,314 |
| 0,879138 | 0,295 |
| 0,907497 | 0,274 |
| 0,935857 | 0,261 |
| 0,964216 | 0,240 |
| 0,992575 | 0,221 |
| 1,020934 | 0,203 |
| 1,049294 | 0,186 |
| 1,077653 | 0,165 |
| 1,106012 | 0,146 |
| 1,134372 | 0,134 |
| 1,162731 | 0,117 |
| 1,19109 | 0,097 |
| 1,219449 | 0,084 |
| 1,247809 | 0,069 |
| 1,276168 | 0,060 |
| 1,304527 | 0,051 |
| 1,332887 | 0,044 |
| 1,361246 | 0,041 |
| 1,389605 | 0,037 |
| 1,417964 | 0,032 |
| 1,446324 | 0,028 |
| 1,474683 | 0,028 |
В таблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки. Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.
4. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Методика расчета показателей разработки предлагаемая институтом «Гипровостокнефть» проста, и вместе с тем дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическими выкладками.
Расчёты по скважинам при использовании одномерной математической модели ранее обычно не производили; для этой цели необходимо использовать двумерные математические модели. Использование двумерной математической модели весьма трудоемко, необходимо иметь ЭВМ высокой производительности, отсутствуют технологичные программы автоматизированной адаптации и необходимо иметь достаточно большое количество информации. В связи с этим при проектировании разработки они применяются относительно редко.
Для определения точности прогноза при расчете по скважинам с использованием одномерной модели проведено сопоставление воспроизведения истории разработки и результатов прогноза при использовании двумерной и одномерной моделей по залежам нефти пласта А4 Медведевского и Хилковского месторождений.
Воспроизведение истории разработки с использованием двумерной модели по Медведевскому месторождению выполнено в институте "Гипровостокнефть", по Хилковскому в институте ВНИИ.
Сопоставление результатов воспроизведения истории разработки и прогноза по скважинам (и в целом по залежам) при использовании одномерной и двумерной моделей показало, что в обоих случаях обеспечивается практически одинаковая точность прогноза.
О повышении точности прогноза при выполнении расчетов по скважинам свидетельствует опыт проектирования разработки месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Расчёт динамики показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме», методические разработки для студентов при выполнении курсовых и дипломных работ по специальности 0907, Куйбышев, 1990;
2. В.С. Ковалёв, В.М. Житомирский «Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения», Москва, «Недра», 1976, 246 с.;
3. М.А. Токарев «Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей», методическое руководство, УНИ, 1991;
4. Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений», Москва,«НЕДРА», 1998.