Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений

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

Таблица 5.2

Таблица для проведения расчетов

63

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

5.2. Определение объема законтурной воды, поступившей в нефтяную залежь

Определить объем законтурной воды, поступившей в нефтяную залежь, разрабатываемую в режиме растворенного газа при наличии активной водонапорной области. Исходные данные для расчетов приведены в таблице 5.3. Характер падения давления во времени показан на рисунке 5.1.

Таблица 5.3

Таблица исходных параметров

p(t)

Рис.5.1. Изменение давления во времени

64

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

РЕШЕНИЕ Очевидно, что при стабилизации пластового давления,

суммарный дебит нефти с растворенным в ней газом, свободного газа и воды:

компенсируется расходом воды из законтурной области пласта ωВ, что можно представить в виде баланса:

С другой стороны, расход вторгающейся в залежь из активной водоносной области воды, можно считать пропорциональным снижению пластового давления относительно первоначального значения т.е:

где: K – константа, характеризующая вторжение законтурных вод или удельный расход воды за единицу падения давления.

Будем считать, что эта константа не изменяется в процессе разработки. Определим ее, учитывая баланс (5.8) и решая совместно уравнения (5.7), (5.8) и (5.93):

q

K = ( −∑ ) , (5.10)

p0 pСТ

где: pСТ – стабилизированное среднее пластовое давление.

После определения константы K можно подсчитать объем вторгшейся в залежь воды к любому моменту времени с начала разработки проинтегрировав расход воды по времени. Учитывая выражение (5.9), получим [3]:

Для определения объема вторгшейся в залежь воды необходимо вычислить интеграл в выражении (5.11). Указанный интеграл можно вычислить приближенно по формуле трапеции (5.12). Для этого необходимо аппроксимировать зависимость p(t) (рис.5.2) набором трапеций.

WВ = K × ∑[(Dpi + Dpi−1 )/ 2]× (ti - ti−1 ) = 7.06 ×106 м3 , i = 1,K,5

i

(5.12)

65

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

Суммарная площадь, ограниченная ломаной, описывающей подынтегральную функцию p(t) и будет численным выражением интеграла.

p(t)

Рис.5.2. Изменение во времени пластового давления

66

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

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЗ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Разрабатывается нефтегазоконденсатное однопластовое месторождение, имеющее в условиях природного залегания первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов C3 – C8 т.е. по сути дела конденсата, имеется в нефти в растворенном состоянии. Продуктивный нефтегазоносный пласт представляет собой замкнутый резервуар. Разрез месторождения представлен на рисунке 6.1.

Газоконденсатная часть месторождения

Нефтяная часть месторождения

Рис.6.1. Разрез нефтегазоконденсатной залежи

По изотерме конденсации для данного месторождения построена функция содержания конденсата в газе (отношение масс компонентов в газовой фазе) [1]:

G2 / G1 = f ( p0 - p) = 0.6588 ×[exp{- 0.3911× ( p0 - p)}+ 0.0105( p0 - p)],

где: G1, G2 – массы компонентов в газовой фазе. Текущая годовая добыча жидкой фазы (нефти и конденсата) изменяется со временем t по линейному закону:

qн (t) = 0.3089 ×106 t [т/год],

в том числе конденсата и нефти:

q2 (t) = 0.2089 ×106 t [т/год], q3 (t) = 0.1×106 t [т/год].

67