Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

й 2 - внешнее фильтрационное сопротивление второй полосы

нефтяного пласта, которое состоит из двух последовательных

частей й 2 = й 2 + й 2', причем вторая часть в свою очередь из

двух параллельных частей различной гидропроводности

й 2' = \ ;

й", й"

2* 2*"

конкретные численные значения

й2 = — • 7'(2о)" =^ r,: = 0,101983;

й", = — 1— •— — = ^ ^ - •— = 0,118980;

•

)

( k • h+

(14 • 2о)2

0, 3502

) И н , <

= 1

( k • h+

12 • 2о

0, 3502 •

) И н , <

= 1

о 3

( k • h+

6 • 2о 3, 852

) И н ,

й 2' =

o ’

1 1

й", й",

2 2

й 2 = й2 + й2' = 0,101983 + 0,018306 = 0,120289,

ю2 - внутреннее фильтрационное сопротивление второго ряда

добывающих скважин, оно тоже состоит из двух параллельных

частей

1 1

ю , = — •— 1— •— • In -2^ - = 1 •—^ -1,082691 = 0,515275;

2 n , (k • h+ 2п 2п • rc 6 0,3502

2 И <

164

Ш ** _— •— — •— 4n— _ - •-L -4,082691 _0,093691;

2 n (hh\ 2п 2lfГс 3 3852

2 >

Ш2 _

-----------

----------

_ 0,079276;

2 1 1

0,515275 0,93691

сумма внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивле

ний для второго ряда добывающих скважин

Q2 + ш2 = 0,120289 + 0,079276 = 0,199565.

С учетом э того дебит второго ряда добывающих скважин в

долях дебита первого ряда добывающих скважин

ш1 0,257636 , тпппп

Я2 _ q • Q—1— _ Я! 01QQ565 _ Я! 1,29099;

Q2 + Ш2 0,199565

дебит первого ряда добывающих скважин

(Р - P )

сн с

Я1 _

, ^ , / Ш1 +

(ш н + Q1)^ * 1 + — I + Ш1

I Q2 + Ш2 I

----------------------

400

----------------------

_ 204,004 С/СЩ

(0,386454+ 0,356939) • (1 +1,29099) + 0,257636

дебит второго ряда q2 = q1 4,29099 = 263,368 т/сут; суммарный

дебит нефтяной залежи

q2 = q 1 + q2 = 204,004 + 263,368 = 467,372 т/сут;

распределение дебита второго ряда между 6-ю менее продук

тивными добывающими скважинами и 3-мя более продуктивны

ми добывающими скважинами

Я2 _ Я* + Я*** _ 263,368 т/сут;

Ш2** ICQQCQ 0,093691 /пгоп /

q * _ q2

------

-----

_ 263,368

------------------------

_ 40,520 т/сут;

2 ш * + ш ** 0,515275 + 0,093691

2* 2**

q2** _ q2 - q2* _ 263,368 - 40,520 _ 222,848 т/сут.

165

2 -й вариант.

Из работы выключены 3 более продуктивные добывающие

скважины.

При этом внешнее и внутреннее фильтрационные сопро

тивления второго ряда будут

й 2 + ю 2 = й2 + й" + ю 2, = 0,101983 + 0,118980 +

+ 0,515275 = 0,736238.

С учетом этого дебит второго добывающего ряда в долях де

бита первого добывающего ряда

ю1 0, 257636

q2 = q1

------

1— = q1

-----------

0,349936;

й2 + ю 2 0,736238

дебит первого добывающего ряда скважин равен

q1 = -

---------------------

-400

----------

------------

= 317,166 т/сут;

^ (0,386454+ 0,356939)-(1+ 0,349936) + 0,257636 J

q2 = q1'0,349936 = 110,988 т/сут;

qj = q1 + q2 = 428,154 т/сут.

Вариант 2а.

Кроме 3-х более продуктивных добывающих скважин, из

работы выключены еще 6 менее продуктивных добывающих

скважин, но тоже расположенных во 2-м ряду (на 2-й орбите)

относительно нагнетательных скважин. В работе остаются 12

менее продуктивных добывающих скважин, расположенных в

1-м ряду. При этом дебит нефтяной залежи равен

(Р - P ) 400

q = ( н Рсэ) =

----------------

400

----------------

= 399,589 т/сут.

юн + й1 + ю 1 0, 386454 + 0, 356939 + 0, 257636

3-й вариант.

Из работы выключены все менее продуктивные добывающие

скважины первого и второго рядов, в работе остались 3 более

продуктивные добывающие скважины второго ряда.

При этом дебит нефтяной залежи равен

q = (Рсн - Рсэ ) .

Ч = ’

ю н + й' + й" + ю

часть численных значений фильтрационных сопротивлений

возьмем из предыдущих вариантов

юн = 0,386454; й '' = й", = 0,021634; ю = ю = 0,093691

166

и снова рассчитаем основное внешнее фильтрационное сопро

тивление

* 25 - 4^ - - 3- •С’о)2

) 4 I

Q' _— -— •

------

_ 0,441307;

( k h [(2^2 + 2 4 + 4•V2)•2о]2

) ин

в итоге получается дебит залежи

q _ ----------------------400----------------------_ 424,140 т/сут,

0,386454 + 0,441307 + 0,021634 + 0,093691

а если все значения фильтрационных сопротивлений взять из

предыдущих вариантов, то тогда получается

q _ (Рсн - Рсэ) _

Ш н + Q1 + Q2 + Q2** + Ш2**

_ ----------------------------400----------------------------_ 416,363 т/сут;

0,386454 + 0,356939 + 0,101983 + 0,021634 + 0,093691

как видно, отличие результата последнего упрощенного расче

та от результата предыдущего более точного расчета невелико,

составляет менее

2 %.

4-й вариант.

В дополнение к 4 нагнетательным скважинам 2 менее про

дуктивные добывающие скважины превращены в нагнетатель

ные. Таким образом, на нефтяной залежи 6 нагнетательных

скважин, 17 добывающих скважин 1-го ряда и 2 добывающие

скважины 2-го ряда. Причем среди 17 добывающих 1-го ряда

14 менее продуктивных скважин и 3 более продуктивные сква

жины.

Все скважины разделим на две группы.

В первую группу входят 4 угловые нагнетательные скважи

ны, окружающие их 12 добывающих скважин 1-го ряда и 2 до

бывающие скважины 2-го ряда.

Во вторую группу входят остальные 2 нагнетательные

скважины и ближайшие к ним 3 более продуктивные добыва

ющие скважины.

Дебит скважин первой группы

q* _ q1* + q2*;

q1*

(Р - Р )

сн с

( ш1* +

(ш * + Qi* )•! 1 +

-----------

1 + ш^

Q * + ш

167

q, = q •— 1

2* f й * + ю ,

2* 2*

Дебит скважин второй группы

q = (Рсн - Рсэ )

1** =

( й 1** + ю 1** +

ю ,, - I 1 +

-------------

1 + (й + ю )

н ) й 2** +ю 2** j 1 1

й + ю ,

q2.. = q •—

------

2 1 й ** + ю **

2** 2**

Ряд численных значений фильтрационных сопротивлений

можно взять из 1-го варианта

юн* = 0,386454; й 1* = 0,356939; ю1* = 0,257636;

й 2* = -

-------

-----

=1 — — = 0,713878;

2 пн* ( k• к+ (2о)2 4 0,3502

Ин, <

11 I П— А 4

ю2* = - •-

----

--------

------

------------

1,082691 = 1,545818;

2 ( k• к] 2л 2л- r 2 0,3502

Ин, <

I I П— I

ю** = — • — • ——s

-----

• In-=°- = - • - — 1— 1,082691 = 0,772909;

п ** И* (k • к+ 2п 2^ rc 2 2 0,3502

I Ин J

й 1** = — •— -— — = 1,427756;

Ин, <

ю1** = 1,545818;

_ 1 1 о 1 1

й 2**

-----

;

----

;

---------

----------------

2 ( k• к] 2о 2 ( k• к] 3• 2о

) Ин I < I Ин

168

= 0,713878 + 0,021634 = 0,735512;

AA А

А А

з „ =

--------------------

-------

------------

1,082691 = 0,093691.

2 3 ( k • h\ 2п 2л- rc 3 3,852

И н , >

Численная величина дебита скважин первой группы

( ^1. \

Я, - Я + q2. - Я* - i1 +

----------

1 -

\ Q2* + Ю2* I

400

(0,386454 + 0,356939) •(1 +

------

0,257636

------

1 + 0,257636

* 0,713878 + 1,545818-

( 0, 257636 \

X i 1 +

-------

--------------

1 - 410,399 т/сут.

* 0,713878 +1,545818-

Численная величина дебита скважин второй группы

( ^ 1** + ^1** \

= q1** + Я2**- q1** • *1 + I-

\ ^ 2** + ®2** I

- ____________________400

___________________

0,772909 • *1 + 1427756 + 1545818I +1,427756 +1,545818 X

* 0,735512 + 0,09369 )

( . 1427756 +1545818 \

X *1 +

----------------------

1 - 281,432 т/сут.

\ 0,735512 + 0,093691,

Суммарный дебит скважин нефтяной залежи

Я + Я* + Я** = 410,399 + 281,432 = 691,831 т/су т.

5-й вариант.

В э том варианте к 4 угловым менее продуктивным нагнета

тельным скважинам добавлена 1 центральная более продуктив

ная нагнетательная сважина.

Таким образом, на нефтяной залежи 5 нагнетательных и 20

добывающих скважин. Среди добывающих скважин 16 скважин

1-го ряда и 4 скважины 2-го ряда.

Все скважины разделим на две группы.

169

В первую группу включим 4 угловые менее продуктивные

нагнетательные скважины и окружающие их 12 добывающих

скважин, расположенных в первом ряду. Дебит скважин этой

группы был определен в варианте 2а:

Во вторую группу включим 1 центральную более продук

тивную нагнетательную скважину, окружающие 4 добывающие

скважины

1-го ряда, 2 из которых более продуктивные, а 2 ме

нее продуктивные, и 4 добывающие менее продуктивные сква

жины 2-го ряда.

Уравнения дебитов рядов скважин:

400

= 399,589 т/сут.q =

0, 386454 + 0, 356939 + 0, 257636

отсюда получаются соотношения дебитов

q2* = q1 •

численные значения фильтрационных сопротивлений

ю н = — •— 1— • — • I n -2^ - = - •—^ •1,082691 = 0,140536;

н и * (k • h+ 2п 2n^ rc 2 3,852

) И н - >

И* (k• h+ 2п

^ о = _J_

- = 0,64901;

170

Q', = Q' = 0,064901;

Q',, =—1—- = ^ ^ - 1 = 0,713878;

1 (k-h+ 2-2o 3,3502 4

Q2, =— — - + — L _ - = 0,064901 + 0,713878 = 0,778779;

2 (k-h+ 2-2o (k-h+ 2-2o ’ ’ ’ ’

Q2,, = T- L _ - = 1,427756;

1 - °

(k-h+ 2-2o

) Ин J <

ш , = - - — 1— - — - ln - ^ - = 0,140536;

1 2 (k-h+ 2n 2n-rc

ш ,, = -- — — -— -In— = - - - L - -1,082691 = 1,761517;

1 2 (k-h+ 2n 2ft-rc 2 0,3502

ш , = ш ,, = ш ,, = 1,761517.

2* 2“ 1“

С учетом численных значений фильтрационных сопротив

лений по приведенным формулам получается

q 1, , = q1, -0,072840; q , = q, -0,055323; qf , = q,,, -0,552326;

400

(0,140536 + 0,064901 + 0,064901) -1,055323 + 0,140536 -

+(0,140536 + 0,064901) -1 552326 - 0,072840

= 890,752 т/сут;

q1,, = 64,882 т/сут;

q2, = 49,279 т/сут;

q2,, = 35,836 т/сут;

q1, + q2, + q2,, = 1040,749 т/сут.

171

А если исключить из рассмотрения или выключить из ра

боты скважины 2-го ряда, то тогда получается

( рсн— рсн) =(юн + й; + й 1 + ю 1*)• q* +(юн + й ;) • q**;

0 = — (й'* + ю1*) • q* + (юн + й') • q**;

й'* + ю *

q = ^ ^ • q* = 0,082992 • q*;

ю н + й 1

400

-----------------------

= 934 т/сут;

■ ' (0,140536 + 0, 064901) • 1, 082992 + (0,140536 + 0, 064901)

q** = 77,576 т/сут; q* + q** = 1012,326 т/сут.

А если исключить из рассмотрения или выключить из ра

боты 2 менее продуктивные скважины 1-го ряда, то тогда полу

чается

400

q = -------------------------------------------------= 973,534 т/сут.

0,140536 + 0, 064901 + 0,140536 + 0, 064901

Таким образом, общий дебит скважин первой и второй

групп, т.е. общий дебит нефтяной залежи по 5-му варианту

равен

q = 399,589 + 1040,749 = 1440,338 т/сут.

По этому варианту относительно быстро будут отобраны из

влекаемые запасы нефти 3-х более продуктивных зон. После

этого 3 более продуктивные скважины можно превратить в на

гнетательные. Тогда дебит рассматриваемой нефтяной залежи

будет следующим:

по скважинам первой группы, где 4 нагнетательные сква

жины и 6 добывающих скважин,

q =

----------------

400

----------------

= 317,797 т/сут;

0, 386454 + 0, 356939 + 0, 515272

по скважинам второй группы, где 3 более продуктивные на

гнетательных скважины и 12 добывающих скважин,

q = -----------------------400

----------------------

= 792,732 т/сут;

0, 046845 + 0, 021634 + 0,178469 + 0, 257636

в целом по залежи

q = 317,797 + 792,732 = 1110,529 т/сут.

172

Таблица 3.11

Сравнение вариантов разработки нефтяной залежи

Параметры

Варианты

1 2 3 4 5 5а

Число нагнетательных

скважин

4< 4< 4< 6< 4< + 1>

4< + 3>

Число добывающих

скважин

18<+3>

18<

16<+3>

18<+2>

18<

Общее число скважин 25 22 7 25 25 25

Общий дебит, т/сут 467,4 428,2 416,4 691,8 1440,3 1110,5

Дебит на 1 пробуренную

скважину, т/сут

18,7 19,5 59,5 27,7 57,6 44,4

Анализ полученных и представленных в табл. 3.11 резуль

татов показывает, что на небольшой нефтяной залежи в неф

тяном пласте, обладающем низкой продуктивностью и высокой

зональной неоднородностью, в том случае, когда ради увеличе

ния экономической рентабельности необходимо увеличение де

бита нефти и темпа отбора извлекаемых запасов нефти, то

приконтурное заводнение через скважины низкой продуктив

ности оказывается малоэффективным, а дополнительное внут-

риконтурное заводнение через центральную скважину повы

шенной продуктивности оказывается высокоэффективным, по

скольку дополнительно увеличивает дебит и темп отбора запа

сов нефти в 2-3 раза.

а*И 0 ~АЁА

1. По причине особой важности подробно представлены

расчеты дебита нефтяной залежи при различных схемах раз

мещения добывающих и нагнетательных скважин.

2. Расчеты показали незначительную эффективность сква

жин 2-го ряда даже тогда, когда эти скважины обладают во

много раз более высокой продуктивностью, в конкретной ситу

ации более высокой в 11 раз.

3. Превращение одной из центральных более продуктивных

добывающих скважин в нагнетательную увеличивает дебит

нефтяной залежи в 2-3 раза.

4. Возражение против организации закачки воды в цент

ральную более продуктивную скважину и дополнительного

увеличения дебита нефтяной залежи в 2-3 раза оппоненты

обосновывают уже достигнутым достаточно высоким темпом

отбора извлекаемых запасов нефти.

173