продукции накопленной добычи нефти, текущей нефтеотдачи

Зависимость текущей обводненности продукции скважины от времени t получаем из интегрального соотношения:

, (24)

где - частное от деления накопленной добычи нефти на величину извлекаемых запасов;

g_ж (λ) – дебит жидкости, добываемой из всех скважин.

Текущая обводненность: В =

g_н = g_ж(1-В)

, где (25)

а – постоянный коэффициент, зависящий от свойств коллектора

а = 1,0853

2.3.1. Задаемся величиной текущей обводненности В и производим вычисления суммарной относительной добычи нефти и результаты заносим в таблицу 2.

; (26, 27)

при В =0,01

при В = 0,05; В = 0,1; В = 0,2; В = 0,3; В = 0,4; В = 0,5; В = 0,6; В = 0,7; В = 0,8; В = 0,9; В = 0.95; В = 0,98; В = 0,99.

По нижеприведенной формуле вычисляем левую часть интегрального соотношения, результат запишем в 5 колонку таблицы 2.

(28)

В = 0,01 I(В) = подставляем

В = 0,05 и т.д.

2.3.2 Правую часть интегрального уравнения вычисляем отдельно для 2-х стадий, на 1-ой стадии в период возрастания добычи жидкости определяем:

I₁(t) = при 0 ≤ t ≤ t^* (29)

2.3.3. на 2-ой стадии в период постоянной добычи жидкости:

I₂ (t) при t > t* (30)

(31)

Подставляем величины в вышеперечисленные формулы, для чего определяем величину извлекаемых запасов:

Qн извл = Qбал ^. КИН (32)

Qбал - геологические запасы в пласте

q_жmax мы определили выше.

1–3 (1 – 4) годы: I₁(t) = (29) ф-ла;

4-15 (5 – 15) годы I₂ (t) = (30) ф-ла;

I₂ = (31) ф-ла.

При переходе с 1-й стадии добычи на 2-ю, когда добыча жидкости

g _ж = g _жmax = const, формула для расчетов следующая:

I (t) = I₁ (t) + I₂ (t-t*) (33)

В уравнении (24; 28) левая часть I (В) нами рассчитана, а поскольку левая и правая части равны, то значение I (t) мы переписываем в 6-ю колонку табл.2, из 5-й, а формула (33) используется для определения времени t, в течении которого необходимо осуществить разработку нефтяной залежи, чтобы достичь заданных нами величин текущей обводненности В и подсчитанной при этом суммарной относительной

Qн (В);

из ф-лы: ; (34)

;

1 год: ;

2 год: и т.д. до t₁₄.

1.2.4 По формуле ж = (35) определяем добычу жидкости. Полученные данные записываем в 8-й столбец таблицы 2.

ж₁ = , _н - при В=0,01;

ж₂ = , _н - при В=0,05; и т.д.

Таблица 2

B	U	V		I (B)	I (t)	t, годы

2.3.5 Строим график зависимости относительной добычи жидкости от текущей обводненности и времени разработки.

3.2.6. По данным рис. 1. определяем значение текущей обводненности В для 15 лет разработки залежи и записываем их в таблицу №.3.

2.3.7 Определим добычу жидкости gж:

gж(t) = a₀t /365 0 ≤ t ≤ t_* (м³/сут) (36)

gж(t) = a₀t* t › t_* gж(t) = q_жmax (м³/сут) (37)

Основные технологические показатели разработки нефтяной залежи

Таблица 3.

t, годы	B (%)	gж х 10^3 (м^3/сут)	gв х 10^3 (м^3/сут)	Gн х 10^3 (м^3/сут)	Qн х 10^6 (тонн)	КИН

2.3.8. Определим добычу воды по формуле:

(м³/сут) (38)

g_в1 = gж₁ х В₁

g_в2 = gж₂ х В₂

2.3.9. По формуле: gн (t) = gж (t) х (1-В) (м³/сут) (39)

определяем дебит нефти в поверхностных условиях.

2.3.10. Определяем накопленную добычу нефти Qн за все годы

разработки:

Qн = gн (t) х 365 (т/сут) (40)

Qн₁ = gн₁ х 365 (т/сут)

Qн₂ = gн² х 365+ Qн₁ (т/сут)

и так далее …

2.3.11. Рассчитываем КИН:

КИН = (41)

3. Построение графиков зависимости всех параметров от времени разработки. (по табл. №3)

Дата добавления: 2015-07-14