Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 [ 196 ] 197 198 199

Решение

I. Расчет начальных запасов нефти в зонах заводнения и газовой

Основываясь на определениях перемещения ГНК и ВНК, в наблюдательных скважинах (см. табл. Е.1, графы 5 и 6), можно оценить объемы указанных зон УВг.з и vs3.3 из графика на рис. Е.2.

1.1. Расчет Уг.з

В газовой зоне ГНК, как видно из графы 5 табл. Е.1, перемещается вниз, но в течение 6, 7, 8 годов разработки он перемещался вверх. Значения Яг - текущее положение ГНК относительно НГНК.

Пример. К концу третьего года разработки ГНК переместился на глубину Яг=51 м. С учетом графика (см. рис. Е.2), объем зоны, дренируемой расширяющейся газовой шапкой, Кбг.з=127,8Х ХЮ м, а начальные запасы нефти в этой зоне УтпУВгя Ф (1 - -5в.нач)= 127,8-10X0,162 (1-0,38), Кг.з= 12,84-10 м.

Результаты, полученные на каждом временном шаге, приводятся в графе 7 табл. Е.1.

Т.2. Расчет Уз.з

Аналогичным образом оценим начальные запасы в зоне заводнения.

Пример. К концу третьего года разработки текущее положение ВНК оказалось на 42 м выше НВНК- С учетом графика (см. рис. Е.2) рассчитаем объем заводненной зоны Кб,з.з=262,5х ХЮ м, а начальные запасы в этой зоне Узз=262,5-106x0,162(1 - -0,38) =26,37-106

Результаты расчетов У3.3 на каждом временном шаге приведены в графе 8 табл. Е.1.

П. Расчет добычи нефти из зон разгазирования и упругого режима

./. Определение границ зон разгазирования и упругого режима

Используя данные о пластовом давлении (см. табл. Е.1, графа 14), на уровне НГНК и зная границы зон газовой и заводнения, можно оценить размеры зон разгазирования и упругого режима.

Пример. Пластовые давления Рил к концу первого и второго годов разработки соответственно составили 25,7 и 252 МПа (на уровне НГНК), причем начальное пластовое давление было равно 26 МПа. На рис. Е.4 приведена диаграмма (в предположении о том, что давление насыщения не изменяется с глубиной) для плас-

g Таблица E.l

о

Результаты замеров

Расчетные данные

Рис. Е.4. Графический способ определения границ зон разгазирования и упругого режима на конец первого и второго годов разработки;

/ - изменение давления в нефти с глубиной; - ВНК через один год; / - ВНК через два года

тового давления к концу первого года разработки, равного 25,7 МПа, с учетом градиента давления в газовой зоне, ограниченной новым положением текущего ГНК Яг=20 м. Построим линию текущего пластового давления, считая, что градиент давления в нефти равен 0,083 вплоть до уровня текущего ВНК Яв = 30 м. Пересечение этой линии с линией начального пластового давления

(точка / на рис. Е.4) соответствует глубине, на которой проходит граница, отделяющая зону разгазирования вверху (25,7<p<26,0) от зоны упругого режима внизу (р>26,0). Аналогичную процедуру проделаем для пластового давления на конец второго года разработки, когда давление снизилось до 25,2 МПа и получим новую точку пересечения указанных линий (точка 2 на рис. Е.4), которая соответствует глубине границы, разделяющей обе зоны. Теперь,

имея точку / (см. рис. Е.4) на пересечении вертикальной линии Л1ас = Л1ач = 26,0 МПа = const и новой лпнин пластового давления к концу первого года разработки, получим следующее распределение зон в залежи: зона расширяющейся газовой шапки в интервале О-20 м, мощность 20 м; зона разгазирования в интервале 20- 60 м, мощность 40 м; нефтенасыщенная зона в интервале 60- 250 м, мощность 190 м, зона заводнения в интервале 250-280 м, мощность 30 м.

Аналогично с учетом точки 2 на пересечении линий получим распределение: зона расширяющейся газовой шапки в интервале О-40 м, мощность 40 м; зона разгазирования в интервале 40- 141 м, мощность 101 м; нефтенасыщенная зона в интервале 141-•