Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что при использовании третьего способа, т.е. при выполнении расчетов по скважинам, можно обеспечить более высокую точность, чем при использовании первого (и тем более второго) способа схематизации,

Количественная оценка точности прогноза при различной схематизации залежи показала следующее. На ранней стадии разработки залежи при определении величины извлекаемых запасов нефти при схематизации залежи в виде одного расчетного элемента возможна погрешность до 10-20%, при схематизации виде композиции расчетных элементов - до 5-10%, при выполнении расчетов по скважинам - до 2-5%.

Для залежей, находящихся в поздней стадии разработки погрешность прогноза при использовании всех упомянутых методов прогноза значительно сокращается.

Для залежей нефти, находящихся в поздней стадии разработки, а также для прогноза на не длительный период времени допустимо использование схематизации залежи в виде одного расчетного элемента.

2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи

Расчет процесса заводнения новой залежи можно проводить с помощью соотношений (I) - (6) см / 1 /. Для этого необходимо по геолого-промысловым данным обосновать параметры математической модели залежи (, W, ₀, Q_акт). В связи с тем, что расчет по формулам (1) - (6) является весьма трудоемким процессом, необходимо использовать ЭВМ высокой производительности. При выполнении расчетов без ЭВМ можно попользовать графики, приведенные на рис.1-3 работы / 2 /, построенные на основе большого количества расчетов с широким диапазоном изменения параметров модели.

Расчет процесса заводнения залежи при схематизации ее в виде одного расчетного элемента выполняется следующим образом.

1. Определяется величина отбора жидкости по годам на прогнозный период времени

2. Определяется величина накопленного отбора жидкости по годам.

3. По величине накопленного отбора жидкости определяется величина на конец каждого года (_i q_жi / Q_акт).

4. По величине _i с помощью графика зависимости (f(н)=f(н) ()), находится величина f(н)_i на конец каждого года).

5. Определяется среднегодовое содержание нефти в добываемой продукции по соотношению:

(2.3)

6. Годовая добыча нефти (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

(2.4)

7. Годовая добыча воды в пластовых условиях определяется по соотношению:

(2.5)

8. Среднегодовая обводненность (в пластовых условиях) определяется по соотношению (в процентах):

(2.6)

9. Годовое количество добываемого газа определяется по соотношению:

(2.7)

где Г - газовый фактор, м³/т.

Довольно часто залежь приходится схематизировать в виде набора участков. Например, для учёта порядка разбуривания и обустройства вводимой в разработку залежи в соответствии с планом бурения скважин и обустройства месторождения выделяются расчетные участки. При этом учитывается характер движения жидкости в пласте: при площадном заводнении участок намечается как совокупность ячеек, при блоковой системе заводнения - как совокупность элементов соответствующей блоковой системы. Расчет процесса заводнения производится отдельно по каждого участку и затем проводится суммирование с учетом ввода участков во времени.

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным истории ее разработки

Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными в процессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.

При отсутствии - ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах 3.3.

В отличии от раздела 3.3 вначале определяется величина за год, предшествующий прогнозному году по соотношению:

(2.8)

Затем определяется на 1 прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 3.3.

2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.

По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.

Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

(2.9)

где Q_ж - дебит скважины, в пластовых условиях, м³/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; К_э - коэффициент эксплуатации скважин.

Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия ( ).

Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).

Определенная в данном разделе величина отбора жидкости используется в разделах 3.7.

3. Расчёт показателей разработки пласта БС₁₁ Суторминского месторождения

Исходные данные для расчётов приведены в таблице 3.1.

1. Рассчитываем площадь залежи

м², (3.1)

где В - ширина залежи, м; L - длина залежи, м.

2. Находим начальные балансовые запасы нефти объёмным методом

т, (3.2)

где h_эф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - коэффициент пористости, доли ед.; S_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; _нпл - плотность нефти в пластовых условиях, т/м³; b_н - объёмный коэффициент нефти, доли ед. /3/

3. Так как L/B>1,5 данную залежь схематизируем как полосообразную. Для неё используем трёхрядное размещение добывающих скважин с законтурным заводнением. Так как залежь с двусторонним питанием делим её на две равные части и проводим расчёты только для одной.

3.1 Определяем среднее расстояние между рядами

м, (3.3)

где n - число рядов.

3.2 Определяем расстояние от контура питания до первого добывающего ряда и между первым и вторым рядами соответственно по формулам

м, (3.4)

м. (3.5)

Таблица 3.1.

Ширина залежи, м	18200
Длина залежи, м	27800
Эффективная толщина пласта, м	12
Пористость, доли ед.	0,18
Проницаемость, мкм2	0,04
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	0,64
Вязкость нефти, мПа*с	1,25
Плотность нефти, кг/м3	780
Перепад давления, МПа	3
Балансовые запасы, млн.т.	590,83
Объемный коэффициент, доли ед.	1,185
Приведенный радиус скважины, м	0,055
Коэффициент эксплуатации, доли ед.	0,8

3.3 Находим

, (3.6)

где r_c - приведённый радиус скважины, м.

3.4 По номограмме из книги /4/ находим среднее расстояние между скважинами

м. (3.7)

3.5 Рассчитываем среднее количество скважин

. (3.8)

3.6 Определяем количество скважин в рядах

скв, (3.9)

скв. (3.10)

3.7 Находим расстояния между скважинами в рядах

м, (3.11)

м. (3.12)

В результате проведённой схематизации залежи общее количество добывающих скважин составляет 1899 скв, а нагнетательных - 1899/3=633 скв.

4. Рассчитываем параметр Крылова

т/скв. (3.13)

5. Определяем дебиты в рядах по формуле Маскета /3/

, (3.14)

т/сут,

, (3.15)

т/сут,

где k - проницаемость, м²;

- динамическая вязкость нефти, Па*с;

Р=3 МПа - перепад давления, Па;

_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

R_к1, R_к2 - расстояние до контура питания, м.

6. По формуле (2.9) определяем годовой отбор жидкости

т/год.

7. Находим приращение величины безразмерного времени

.

8. Исходя из соотношения вязкостей нефти и воды (₀=1,2), выбираем по книге /2/ модель слоисто-неоднородного пласта и адаптируем на наши условия (таблица 3.2, рисунок 3).

9. Производим расчёт показателей разработки по формулам (2.3) - (2.8) (таблица 3.3).

Таблица 3.2.

Доля нефти в добываемой продукции в зависимости от безразмерного времени

	Fн i
0,028359	1
0,056719	1
0,085078	0.999
0,113437	0.997
0,141796	0.996
0,170156	0.993
0,198515	0.089
0,226874	0,986
0,255234	0,982
0,283593	0,975
0,311952	0,964
0,340311	0,950
0,368671	0,926
0,39703	0,900
0,425389	0,862
0,453749	0,813
0,482108	0,765
0,510467	0,705
0,538826	0,654
0,567186	0,616
0,595545	0,573
0,623904	0,525
0,652264	0,487
0,680623	0,453
0,708982	0,428
0,737342	0,402
0,765701	0,377
0,79406	0,357
0,822419	0,333
0,850779	0,314
0,879138	0,295
0,907497	0,274
0,935857	0,261
0,964216	0,240
0,992575	0,221
1,020934	0,203
1,049294	0,186
1,077653	0,165
1,106012	0,146
1,134372	0,134
1,162731	0,117
1,19109	0,097
1,219449	0,084
1,247809	0,069
1,276168	0,060
1,304527	0,051
1,332887	0,044
1,361246	0,041
1,389605	0,037
1,417964	0,032
1,446324	0,028
1,474683	0,028

В таблице 3.3. и графиках 1, 2, 3 приведены рассчитанные показатели разработки. Обозначения и порядок расчета приведены в пункте 3 данного проекта.

4. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Методика расчета показателей разработки предлагаемая институтом «Гипровостокнефть» проста, и вместе с тем дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическими выкладками.