УРАВНЕНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
Задача 2.1
Оценить начальные запасы нефти и коэффициенты нефтеотдачи нефтегазовой залежи.
Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн = 13,8·107 м3 , объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг = 2,42·107 м3.
Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом, =Рнас= 18,4 МПа; обьемный коэффициент нефти при начальном давлении bно = 1,34 м3/ м3; объемный коэффициент газа газовой шапки 0,00627м3/ м3; начальное газосодержание нефти = 100,3 м3/ м3.
При отборе из залежи Qн = 3,18·106 м3 нефти ( в стандартных условиях) и воды Qв = 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 bн = 1,28 м3/ м3 , а объемный коэффициент газа bг = 0,00849 м3/ м3, объемный коэффициент воды bв = 1,028. За время разработки средний газовый фактор оказался равным = 125 м3/ м3, в залежь вторглось воды из законтурной области
Wв = 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 Pпл = 16,1 МПа значение z равняется 0,892. Получим: bго,= 0,3663* 10-3*0,914*(374/22,1) = 0,00566 м3/м3; bг= 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:
Gг. 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 | |||||
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) | |||||
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 |
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 2978;