Документ: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений, страницы 41-45

Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений

Смотрите также:

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

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: pср=pнас. Отбор газа (текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях) из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону (рис. 4.1) [1]:

	q	0		при	0 ≤ t ≤ 2
		0
qг[м3	/год] =					,
qг[м3	/год] =		+ β t − 2, при		2 ≤ t ≤ 10
		0
	q	0

где: q0=1.20·108, β=42·106.

Рис.4.1. Изменение во времени объемной добычи газа

Определить, как изменяются в течение 10 лет после начала разработки:

1)Значение среднего пластового давления.

2)Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного разработкой.

3)Нефтеотдача месторождения.

Построить графики изменения этих параметров от времени. Исходные данные приведены в таблице 4.1.

53

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

			Таблица 4.1
Таблица исходных данных для расчета требуемых параметров

Наименование исходных параметров			Значение
			1	2

Радиус контура нефтеносности		R, м	3000	2500

Давление насыщения	pНАС, МПа		8.0	8.5
Пористость пород пласта		m	0.25	0.25

Толщина пласта		h,м	25	22

Насыщенность пласта связанной водой		SСВ	0.05	0.05
Коэффициент охвата пласта разработкой		η2	0.80	0.85
Плотность нефти		ρ2, т/м3	0.850	0.850
Плотность газа в атмосферных условиях		ρ1АТ, т/м3	8.50·10-4	8.50·10-4
Кажущаяся плотность растворенного в нефти газа			0.3	0.3
		ρ1К, т/м3	0.3	0.3
		ρ1К, т/м3
Коэффициент растворимости газа в нефти			8.5·10-9	8.5·10-9
		α, т/(т·Па)	8.5·10-9	8.5·10-9
		α, т/(т·Па)

Среднее отношение коэффициентов			9.0·10-1	9.0·10-1
сверхсжимаемости газа при пластовом и			9.0·10-1	9.0·10-1
атмосферном давлении		φср
В течение 10 лет отбор нефти (текущая добыча			1.5·106	1.4106
дегазированной нефти) из месторождения			1.5·106	1.4106
составляет		qн, м3/год
	РЕШЕНИЕ
Определим объем пласта, охваченный разработкой:
	Vоп = m(1− SСВ )η2πR2h .			(4.1)

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому в начале разработки соотношение материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте имеет вид:

N02	+	N01	= V	(4.2)

ρ2			ОП ,
		ρ1К

54

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

где: N01, N02 – начальные массы газа и нефти в пласте.

Считаем, что газ растворяется в нефти по закону Генри:

N01 = αN02 pНас .								(4.3)
Тогда величина начальной массы нефти в пласте будет:
			1
	= VОП		1		+	αpНас
N02		/					.	(4.4)
N02		/	ρ			ρ	.	(4.4)
				2		1К

Полная масса дегазированной нефти, оставшейся в пласте к моменту времени t, при известном значении начальной массы нефти определяется c учетом накопленной добычи:

t
N 2 = N02 − ∫ ρ2 qнdt = N02 − ρ2 qН t .	(4.5)
0

При известном значении начальной массы газа и текущей объемной добыче газа, полная масса газа в пласте (включая свободный газ и газ, растворенный в нефти) определяется, как разность между начальной массой и накопленной добычей к моменту времени t:

t

N1 = N01 − ∫ ρ1АТ qГdt =

0

N	01	− ρ	АТ	q	t,	0 ≤ t ≤ 2	(4.6)
	01	1	АТ	0
=		− ρ		[q t +1.5β (t − 2)3/ 2 ], 2 ≤ t ≤ 10.
N	01	− ρ	АТ	[q t +1.5β (t − 2)3/ 2 ], 2 ≤ t ≤ 10.
	01	1	АТ		0

Изменение во времени среднего пластового давления находится из материального баланса компонент в пласте в каждый момент времени:

			N1 = G1 + L1 ,						(4.7)
			G1	+	L1	+	N2	= V	(4.8)
				+		+		= V
			ρ1		ρ1К			ОП ,
			ρ1		ρ1К		ρ2
где:
G1 –		полная масса свободного газа;
L1	–	полная масса газа, растворенного в нефти;
ρ1	–	плотность свободного газа в пласте;
N1 –		полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный

в нефти;

N2 – масса дегазированной нефти в пласте.

Кроме этого, используется закон Генри и уравнение состояния реального газа:

pСР =	pАТϕСР
ρ1		.	(4.9)
	ρ1АТ

55

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

После подстановки в (4.8) получается квадратное уравнение относительно среднего пластового давления:

a × pСР2 - b × pСР + c = 0 , (4.10)

где:

a = N 2 a , r1К

b = VОП + N2αpАТ ϕСР − N2 , ρ1АТ ρ2

c = N1 pАТ ϕСР .

ρ1АТ

Решение этого уравнения имеет два корня:

Если 2 × a × PНАС - b < 0 , то используется меньший корень. Если 2 × a × PНАС - b > 0 , то используется больший корень.

Объем образующейся в процессе разработки залежи вторичной газовой шапки в каждый момент времени можно определить, учитывая закон Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

N − N αp

pАТ

ϕср

N

1

2

СР

1

V1 =

=

− N2

α .

(4.12)

ρ

P

1

АТ

СР

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой, будет определяться как отношение:

λ =	V1
λ =	.	(4.13)
	.	(4.13)
	VОП

Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

t
η = (∫ ρ2 qнdt) /N02 = ρ2 qН t / N02 ,	(4.14)
0

где: r2 qнt – накопленная добыча нефти.

Рекомендация. Для удобства расчеты желательно свести в таблицу 4.2.

56

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

Таблица 4.2

Таблица для проведения расчетов

Расчет показателей разработки

Время,	Масса	Полная масса	a	b	c	Ср.	Накоплен	Нефтеот	Объем	Доля
годы	дегазирова	газа N1 [т]				пластовое	ная	дача η	газ.	газ.
	нной	(свободного и				давление Pср	добыча [т]		шапки	шапки
	нефти в	раств.)				[Па]			V1 [м³]
	пласте N2
	[т]
0	9.57·107	6.51·106				8.0·106	0	0	0	0
1

2
3
4
5
6
7
8
9
10	8.29·107	4.68·106				4.97·106	1.28·107	0.133	2.5·107	0.186

57

b ± b2 - 4 × a ×c