Документ: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений, страницы 46-50

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ, РАБОТАЮЩЕЙ ПРИ РЕЖИМЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

5.1. Определение показатели разработки залежи нефти при изменении давления на контуре питания скважины от давления насыщения до забойного давления

Режим растворенного газа (РРГ) начинается в пласте, когда текущее пластовое давление равно давлению насыщения. Показатели РРГ часто становятся базовыми при сравнении эффективности различных методов воздействия на пласт.

Пластовая энергия определяется количеством газа, растворенного в единице объема нефти, и равномерно распределена по залежи. Поэтому добывающие скважины целесообразно размещать по равномерной (квадратной или треугольной) сетке. В этом случае пласт делится на области одинаковой формы вокруг каждой скважины. Границы областей при одновременном вводе скважин в эксплуатацию и одинаковых давлениях – это границы раздела течений, в расчетном отношении эквивалентные непроницаемым границам. В расчетах за область влияния каждой скважины можно принять однородный по свойствам круглый цилиндр радиусом Rк с концентричной скважиной в центре. Для этого эквивалентного цилиндра радиус дренирования (радиус расчетного элемента или контур питания) Rк находится из условия равенства площади цилиндра и дренируемой площади, которая приходится на скважину в равномерной сетке. Для треугольной сетки скважин, которая рассматривается в данной задаче, на один треугольник

площадью	(2σ )2	3	приходится 3	скважины. Следовательно, в
	4

треугольнике на одну скважину приходится дренируемая площадь

равная	1 (2σ )2		3	.	Всего с каждой скважиной соприкасается 6
	3	4

треугольников, поэтому общая дренируемая площадь одной скважины

1 (2s)2

3

(2s) 2

3

будет

6 ×

=

.

Приравнивая площадь основания

3 4

2

эквивалентного

цилиндра

πRН2

и дренируемую площадь одной

=

2σ

× 4

скважины, получим: RК

3

[1].

2π

Расчет проводится по методу последовательной смены стационарных состояний от давления насыщения до забойного давления на контуре питания одной скважины. Так как равномерная сетка делит

58

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

всю нефтяную площадь на ряд одинаковых областей, то полученные результаты распространяют на всю площадь.

Для расчета показателей разработки залежи необходимо определить зависимость между нефтенасыщенностью S и давлением P на непроницаемом контуре расчетной модели. Для небольших интервалов снижения давления на контуре расчетного элемента такая зависимость получена из дифференциального уравнения материального баланса для нефти и газа и выражается приближенной формулой:

Гсрi - Г(Pi

)

× S i - (1 -

S i )×

pi

pi+1

(Pi )

+

S i+1 =

b

105

Н

Гсрi - Г(pi +1 )

+

Pi+1

,

(5.1)

b ( pi +1 )

105

Н

где:

bН –

объемный коэффициент (определяется из аппроксимации);

Г i

– среднее значение газового фактора при изменении давления от P i

ср

до

Pi+1 ;

Г –

газосодержание нефти (определяется из аппроксимации);

S i ,

S i+1 – нефтенасыщенность на шагах i и i+1.

При расчетах задают ряд последовательных значений pi и вычисляют соответствующие им значения S i . В начальный момент S=1.

Средний газовый фактор вычисляется по формуле:

Г	i	= Y(S	i	)	μН ( p1/ 2,i )		×bН (P1/ 2,i ) ×	p1/ 2,i	+ Г( p1/ 2,i ) ,	(5.2)
	ср				μ	Г		105

где:

Ψ – отношение фазовых проницаемостей газа и нефти при соответствующей нефтенасыщенности (определяется из зависимостей К.А.Царевича [3]);

p1/ 2,i = (pi + pi+1 )/ 2 – среднее давление на контуре расчетного элемента за рассматриваемый интервал;

μН – вязкость нефти (определяется из аппроксимации);

μГ – вязкость газа, которая слабо зависит от давления, поэтому считается

постоянной.

Дебит нефти для каждого шага i определяется по следующей зависимости:

59

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

qНi =

2πkh ×( pi - pC ) ×ϕi

,

(5.3)

ln

RK

- 0.5

rС

ϕi

=

k (S i )

,

Н

b ( pi

СР ) × μ

Н

( pi

СР )

Н

где:

P i СР = (Pi + P ) / 2 – среднее давление на участке между контуром питания и
	С
скважиной;
k –	абсолютная проницаемость пласта;
kн –	относительная проницаемость для нефти, (определяется	из
зависимостей К.А.Царевича).
	Полагается, что kн зависит только от насыщенности пор нефтью.
	Время, за которое нефтенасыщенность снижается от S i до	S i+1 ,

находится из выражения:

1

S i

Dti

= 0.5πRК2 hm ×

+

×

-

b

(pi )

qi

qi+1

н

Н

Тогда время эксплуатации одной скважины будет:

	i+1
b	S(pi+1 )	. (5.4)
Н

ti = 0 + t1 + L + ti .

Текущая нефтеотдача для каждого этапа рассчитывается по формуле:

ηi	= 1 −	S i b		Н		(P )
						Н	.	(5.5)
		b				i
			Н		(P )

Накопленная добыча на каждом шаге:

QНi = GН ηi ,			(5.6)
GН	=	S з × h × m × Sн0 × rн	,
		bН (PС )

где: GН – запасы нефти в залежи.

Исходные данные для расчета методом последовательной смены стационарных состояний приведены в таблице 5.1.

60

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 5.1

Таблица исходных данных для расчета требуемых параметров

Параметры залежи				Значение
Параметры залежи			1		2	3
			1		2	3
Площадь залежи	S, км2		25.1		20.1	25.1
Расстояние между скважинами	2σ, м		380		350	370

Приведенный радиус скважины	rс, м		0.1		0.1	0.1
Забойное давление	pс, МПа		1		1	1
Начальное пластовое давление	p0, МПа		7		7	7
Давление насыщения нефти газом	pн, МПа		6		6	6
Пористость пласта		m	0.2		0.2	0.2

Средняя толщина пласта	h,м		7		7	10

Абс. проницаемость пласта	k, м2		8·10-13		8·10-13	8·10-13
Начальная нефтенасыщенность пласта		Sно	1		1	1
Вязкость газа	µг, мПа·с		0.015		0.015	0.015
Плотность дегазированной нефти	ρн, кг/м3		885		885	885
Зависимости μн(P), bН (P) и Г(P)		определены экспериментально, а

зависимости Ψ(S ) и kн (S ) найдены К.А.Царевичем. Эти зависимости аппроксимированы следующими соотношениями:

mН (P) = 5.6679 - 0.6611× (P/106 )+ 0.0504 × (P/106 )2 , 1000

G(P) = 12.028 + 24.86 × (P/106 )-1.382 × (P/106 )2 , bН (P) = 1.0665 + 0.065 × Ln(P/106 ),

Y(S ) = 2.288 × (1 - S )2 - 9.4239 × (1 - S )3 + 48.7778 × (1 - S )4 ,

k Н (S ) = 1 - 3.1278 × (1 - S ) + 2.6839 × (1 - S )2 .

Определить основные показатели разработки залежи нефти в режиме растворенного газа при изменении давления на контуре питания скважины от давления насыщения pн до забойного давления pС. Для

каждого интервала снижения давления на			контуре от P i до Pi+1
рассчитать значения газового	фактора	Гсрi ;	нефтенасыщенность на
контуре питания S i ; дебит	нефти	qн;	время	ti , за которое
нефтенасыщенность снижается от S i до S i+1 ;			текущую нефтеотдачу ηi .

Определить время эксплуатации (время истощения пластовой энергии в

61

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

пределах области дренирования) одной скважины. Построить график накопленной добычи нефти QНi =f(ti[годы]) для одной скважины.

Рекомендации: для каждого шага i в строки таблицы внести значения давления на контуре питания скважины, начиная от давления насыщения до давления на забое, с шагом 0.2 МПа. Пример таблицы приведен на следующей странице (табл. 5.2).

Не путать давление на контуре питания			pi ,	среднее давление на
контуре	расчетного элемента	p1 / 2, i и среднее		давление	на	участке
между	контуром питания и	скважиной	pсрi	. Также	не	путать

газосодержание Г и среднее значение газового фактора Гсрi .

62

Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений

Смотрите также: