Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, ограниченная контуром нефтеносности и площадью F, окружена кольцевой законтурной водонапорной областью с площадью F1. В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось от начального пластового давления до давления насыщения. За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину Δp1.
Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в законтурной части пласта. Исходные данные приведены в табл. 1.
Исходные данные (Вариант 1):
Площадь залежи в пределах контура нефтеносности F = 12 км2
Площадь кольцевой законтурной водонапорной области F1 = 120 км2
Толщина пласта внутри контура нефтеносности и в законтурной части h = 12 м;
Проницаемость пород пласта в нефтеносной части и за контуром нефтеносности k = 0,5·10-10, м2;
Вязкость нефти в пластовых условиях μн = 1,63 мПа·с;
Вязкость воды μв = 1 мПа·с;
Пористость породы m = 0,22;
Начальный коэффициент водонасыщенности нефтеносной части пласта S = 0,2;
Коэффициент сжимаемости пор в породе пласта βП = 2·10-4 1/МПа;
Коэффициент сжимаемости воды βВ = 4,2·10-4 1/МПа;
В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось:
от начального пластового давления pпл = 18 МПа;
до давления насыщения pнас = 8 МПа;
За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину Δp1 = 5 МПа;
Объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении pпл bH0 = 1,02;
Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения pнас, bH1 = 1,026;
Решение
Вычислим нефтеотдачу, обусловленную действием только упругих сил внутри контура нефтеносности F по формуле:
η=∆VHVH0 (1)
где VH0 – изначальные запасы нефти в залежи.
ΔVH – объем нефти, извлекаемый под действием упругих сил среды внутри контура нефтеносности F.
Вычислим изначальные запасы:
VH0=VЗАЛ∙m∙(1 - S)bH0
где VЗАЛ – геометрический объем залежи нефти:
VЗАЛ=F∙h (2)
Тогда
VH0=F∙h∙m∙(1 - S)bH0
VH0=12∙106∙12∙0,22∙(1 - 0,2)1,02 = 24,85 ∙106 м3
Объем нефти, извлекаемый под действием упругих сил среды внутри контура нефтеносности определим по формуле:
∆VH=β*∙VЗАЛ∙(pпл - pнас)
где β* - коэффициент сжимаемости пласта.
Коэффициент определим через параметры сжимаемости пористой среды внутри контура нефтеносности:
β*=m∙βH(1 - S)+βBS + βП
где βH - коэффициент сжимаемости нефти.
Его определим из формулы:
βH=bH1 - bH0bH0∙(pпл - pнас)
βH=1,026 - 1,021,02∙(18 - 8) = 5,88 ∙10-4 1МПа
Тогда
β*=0,22∙5,88 ∙(1 - 0,2)+4,2∙0,2 + 2 = 2,85∙10-4 1МПа
Тогда с учетом (2):
∆VH=β*∙F∙h∙(pпл - pнас)
∆VH=2,85∙10-4∙12∙106∙12∙(18-8) = 4,1 ∙105 м3
Соответственно нефтеотдача (1):
η=4,1 ∙10524,85 ∙106 = 0,0165
Нефтеотдачу, обусловленную суммарным действием упругих сил найдем из формулы:
η∑=∆VH+∆VВVH0 (3)
где ΔVВ – объем воды, который поступит в нефтеносный контур при изменении давления в законтурной области.
Объем воды определим из формулы:
∆VВ=β1*∙V1∙∆p1
где β1* - коэффициент сжимаемости пористой среды в законтурной обводненной части пласта, учитывающий суммарную сжимаемость породы и насыщающей ее воды.
V1 – объем кольцевой законтурной водонапорной области, аналогично (2).
Коэффициент определим по формуле:
β1*=m ∙βВ+βП
β1*=0,22 ∙4,2+2 = 2,92 ∙10-4 1МПа
Тогда
∆VВ=β1*∙F1∙h∙∆p1
∆VВ=2,92 ∙10-4∙120∙106∙12∙5 = 2,1 ∙106 м3
Соответственно нефтедобыча по (3):
η∑=4,1 ∙105+2,1 ∙10624,85 ∙106 = 0,101
Ответ: η = 0,0165; ηΣ = 0,101.
Задать вопрос
на новый заказ в Автор24.
