ДЗ: Определение показателей разработки нефтяного месторождения при жестком водонапорном режиме вариант 4

В результате оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 5 км и ширину 4 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км², средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h=10 м, пористость m=18%, конечный коэффициент нефтеотдачи К_отд=0,30, коэффициент нефтенасыщенности К_н=0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти γ_н=0,865, удельный вес пластовой нефти γ_пл=0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП.
Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчета 118 тыс. т извлекаемых запасов на одну скважину.
Радиус контура питания R_к=10 км.
Скважины на залежи были размещены кольцевыми рядами с расстоянием от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин L_н=1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L₂=L₃=500 м. Расстояние между скважинами 2σ=500 м. Площадь между контурам нефтеносности и 1 рядом скважин F_I=10,6 км², между 1 и 2 рядом F_II=5,6 км², между 2 и 3 рядом F_III=3,8 км². Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр d_c=20 см. Периметр по внешнему контуру нефтеносности P=17,1 км. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, r_пр=10^-4 м. Давление на контуре питания Р_к=170 атм, забойное давление в скважинах Р_заб=70 атм, начальное пластовое давление Р_нач=180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды β_с=10^-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости β_ж=4,5∙10^-5 1/атм. Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления приведены в табл. 1.
Дебит скважины при этом составил Q = м³/сут.
Необходимо выполнить следующее:
1. Определить:
а) балансовые и извлекаемые запасы нефти;
б) количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи;
в) проницаемость k, пьезопроводность и гидропроводность kh/μ продуктивного пласта.
2. Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчетов.
3. Определить:
а) суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, без учета и с учетом гидродинамического несовершенства скважин;
б) время первого этапа разработки и последующих при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит
на первом этапе – 50%;
на втором этапе – 75%;
на третьем этапе – 90%,
а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени:
в) изменение давления на стенке укрупненной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи;
г) количество нефти, добытое за счет упругой энергии породы и жидкости.