Експлуатація Шебелинського нафтового родовища (стр. 3 из 8)

4. Визначаємо функцію відносної продуктивності свердловин

5. Визначаємо амплітудний дебіт всього розглядуваного нафтового покладу

де

- прийнятий перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин в даному родовищі, Па.

Вносимо розрахункові дані в табл.1.

0,236	1,37	6,13	7,356	3,475	0,288	2,25		13,09

Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти.

1.Рухомі запаси нафти

де

- баластові запаси нафти; - коефіцієнт сітки, що показує частку дренуємого об'єму нафтових пластів при даній сітці свердловини

;

- постійний коефіцієнт, що змінюється для різних пластів 0,2 до 0,5 (приймаємо ); площа, яка приходиться на одну свердловину, км2; - коефіцієнт витіснення, що показує частку відбору дренуємих запасів нафти при необмеженому великій прокачці води. Цей коефіцієнт визначають за результатами досліджень на моделях пластів.

2. Розрахункова пошарова неоднорідність пласта , що знаходиться за допомогою коефіцієнта

, визначається за допомогою пошарової неоднорідності , яка спостерігається в свердловинах , а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягуючого видобувного ряду.

визначаємо за формулою(1) за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приток.

3.Гранична доля води в дебіті рідини видобувної свердловини

,

де

гранична масова доля води приймаємо 90%(0,9); коефіцієнт, що враховує відмінності витісняю чого агента і нафти в пластових умовах за рухомістю в раз і за щільністю в раз ( співвідношення щільностей витісняю чого агенту і нафти в пластових умовах).

4.Коефіцієнт використання пересувних запасів нафти (К3)при заданій пошаровій неоднорідності пласта

і граничній частці агента (А)

де

5.Розрахунковий сумарний відбір рідини в долях рухомих запасів нафти F визначається із співвідношення

6.Початкові видобувні запаси рідини (

) і нафти ( ) знаходяться із наступних формул:

млн. т.

млн. т.

При цьому масові початкові добувні запаси рідини (

) в поверхневих умовах буде дорівнювати:

7.Середня масова частка води ( обводненість )у сумарному видобутку рідини

а нафтовіддача пластів

Визначені дані запишемо в таблицю 2.

	, млн.т
0,874	154,61	0,1	0,59	0,9	2,382	0,79	0,2719
			,млн.т	, млн.т	,млн.т
0,911	0,776	1,269	118,43	196,184	303,64	0,61	0,408

Розрахунок динаміки дебітів нафти та води.

Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.

Нафтовий поклад із загальним числом свердловин n0 =500 розбурюється і вводиться в розробку кожного року по 106 свердловин.

На першій стадії за розрахунок введення нових свердловин неперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.

На наступній (другій ) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.

Приймаємо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт qt0 буде вдвічі більше мінімального, рівного 1,36 млн. т/рік.

Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.

Розрахунок проводимо програмою Mіcrosoft Еxсеl, за наступними формулами. Дані зводимо до табл. 3.

На першій стадії поточний дебіт нафти

Де t- роки,

- кількість діючих свердловин в t-му році

;

- кількість пробурених свердловин в t-му році - загальна кількість свердловин пробурених до t-го року.

Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах

Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах

На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу

і розрахунки проводяться за наступними формулами: