Расчет пластового давления

За время разведки (1974-1977 г.г.) и эксплуатации (с 1976 г.) промышленная продуктивность установлена в интервалах пластов Т₁, Т₂¹, Т₂² и Т₃ турнейского возраста. В настоящее время месторождение находится в стадии активной разработки.

По состоянию на 01.01.2009 года из продуктивных пластов Т₁, Т₂¹, Т₂² и Т₃,суммарно добыто: 5 773,4 тыс. т нефти, 189,5 млн. м³ растворенного газа.

В 2008 г. выполнен новый «Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Горного месторождения» (протокол № 1730-дсп от 26.09.2008 г.) [16]. Отчет выполнен в лаборатории промысловой геологии отдела РИТ и МПС института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть». В его основу легли все данные, вновь полученные в результате: результаты сейсморазведки, бурения и опробования новых скважин, анализа керна и исследования нефти, комплекс проведенных геофизических и гидродинамических исследований скважин. Было уточнено положение границ ранее выявленных залежей нефти.

2.2 Пласт Т₃

 

Пласт введен в разработку в мае 2004 года скважиной 95. По состоянию на    01.01.2009 г. накопленная добыча нефти составила 442,8 тыс. тонн, жидкости - 1081,4 тыс. тонн. В октябре 2005 года организована закачка. Весовая обводненность продукции составляет 77,8 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,301 д. ед, отбор от начальных извлекаемых запасов составил 50,5 % (Таблица 4.13, Рисунок 4.14, графическое приложение 23). Добыча нефти за 2008 год по пласту составила 91,7 тыс. т., жидкости - 412,3 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2009 г. в эксплуатационном фонде числится 5 действующих добывающих скважин - 95, 98, 102, 105, 110 (Южный купол); 3 нагнетательных скважины - 64, 93, 106 (Южный купол).

Закачка на пласте Т₃ организована спустя год после введения пласта в разработку - в октябре 2005 года. С целью ППД закачано пресной воды 234,9 тыс.м³. Накопленная компенсация составила 21,7 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины - 97,2 м³/сут.

Разработка пласта с 2004 по 2007 гг. включительно характеризуется ростом уровней добычи нефти и жидкости, обусловленным вводом новых скважин, в 2008 г. снижение уровней объясняется выбытием одной скважины. Обводненность добываемой продукции резко возрастает с 6,8 % в 2005 г. до 77,8 % в 2008 г. Рост обводненности обусловлен вскрытием в новых скважинах, разрабатывающих совместно пласты Т₁, Т₂¹ и Т₂², водонасыщенных или расположенных близко в ВНК интервалов, а также наличие заколонных перетоков.

 

    3.1 Исходные данные

     Таблица 3.1 - исходные данные.

Параметры	Пласт Т3
Площадь S, км2	4,94
Средняя толщина h, м	5,30
Пористость m, д.ед.	0,120
Нефтенасыщенность Sн0	0,890
Насыщенность пласта связанной водой Sсв	0,110
Проницаемость k, м2*10-12	0,045
Начальное пластовое давление p0, МПа	24,70
Вязкость нефти в пласт. условиях µн, мПа*с	5,10
Плотность нефти в пласт. условиях ρн, т/м3	0,838
Объемный коэффициент нефти bн, д. ед	1,063
Давление насыщения нефти газом pнас, МПа	6,59
Газосодержание нефти Г0, м3/т	25,86
Вязкость воды в пласт. условиях µв, мПа*с	1,05
Плотность воды в пласт. условиях ρв, т/м3	1,127
Сжимаемость породы β, Па-1*10-10	4,05

α₀t  при  0 ≤ t ≤ t˖, α₀ = 0.667 * 10⁶ м³/год², t˖ = 1 год.

q_ж(t)= 

             q_max  при  t ˃ t˖ 

Внешний и внутренний контуры нефтеносности имеют форму, близкую к окружностям.

Требуется определить в условиях разработки при упругом режиме в законтурной области пласта:изменение в процессе разработки за 10  лет (по годам) среднего пластового давления в пределах нефтяной залежи.

        Расчет изменения среднего пластового давления во времени

Для расчета давления на контуре нефтяной залежи p_кон(t) необходимо использовать интеграл Дюамеля, согласно которому

Введем безразмерное время τ в виде

Коэффициент пьезопроводности определяем по формуле

    

χ=0,045*10^-12/(4,05*10^-10*1,05*10^-3)=0,1 м²/с 

τ1	τ2	τ3	τ4	τ5	τ6	τ7	τ8	τ9	τ10
2,006	4,012	6,017	8,023	10,029	12,035	14,040	16,046	18,052	20,058

В этом случае интеграл Дюамеля запишется следующим образом:

После преобразований, получим

Вычисляя интеграл, имеем

J(τ)=0,5τ-0,178[1-(1+τ)^-2,81]+0,487[(1+τ)lg(1+τ)-τ]-вычисления делаем в программе Excel, результаты заносим в таблицу:

Годы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Ј(τ)	0,6	1,69	2,98	4,39	5,91	7,5	9,17	10,9	12,67	14,5

Рассчитываем Ј(τ - τ͙) результаты заносим в таблицу:

Годы	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Ј(τ - τ͙)	0,6	1,69	2,98	4,39	5,91	7,5	9,17	10,9	12,67

   Окончательно для расчета изменения среднего пластового давления в нефтенасыщенной части месторождения Δp (τ) получаем формулу:

Расчитаем ∆p(τ) программе Excel и занесем результаты в таблицу 3.2

Однако при τ > τ_*,     

Изменение среднего пластового давления вычисляем по формуле

p = p₀ - ∆p(τ) - результаты заностм в таблицу 3.2

Таблица 3.2 - изменение среднего пластового давления.

Годы t	τ	J(τ)	J(τ-τ*)	Понижение пластового давления ∆p, МПа	Среднее пластовое давление p, МПа
					24,70
1	2,10	0,60		3,84	20,86
2	4,20	1,69	0,60	7,01	17,69
3	6,31	2,98	1,69	8,22	16,48
4	8,41	4,39	2,98	9,05	15,65
5	10,51	5,91	4,39	9,70	15,00
6	12,61	7,50	5,91	10,22	14,48
7	14,72	9,17	7,50	10,66	14,04
8	16,82	10,90	9,17	11,04	13,66
9	18,92	12,67	10,90	11,38	13,32
10	21,02	14,50	12,67	11,68	13,02

По данным из таблицы 3.2 строим кривую изменения пластового давления по времени.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

1. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

. Желтов Ю. П., Стрижов И. Н., Золотухин А. Б., Зайцев В. М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1985.

3. Технологическая схема разработки по Горному нефтяному месторождению Оренбургской области [Текст]: отчет, тема 7-78, этап 2/ Гипровостокнефть; Б.Ф. Сазонов, А.М. Губанов, Куйбышев, 1978.

4. Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения ТатНИПИнефть; г. Бугульма, 2006.