Задание 3. Расчет показателей разработки полосовой залежи при заводнении методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений
Имеется полосовая залежь (ширина b и произвольная длина) представленная однородным нефтяным пластом толщиной h, разбуренным по трехрядной сетке. Добывающие и нагнетательные скважины в рядах размещены перпендикулярно контуру нефтеносности на одинаковом расстоянии друг от друга. Таким образом, элемент пласта для которого следует выполнить расчеты, представляет собой ряд нагнетательных и два ряда добывающих скважин, расположенных по одну сторону от нагнетательного. Половина расхода воды q, закачиваемой в скважины нагнетательного ряда, равна сумме дебитов скважин первого добывающего q1 и половине дебитов второго добывающего q2 рядов: q/2 = q1 + q2/2.
Известно (в зависимости от варианта) следующее:
– расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами – l;
– расстояние между добывающими рядами – l12;
– расстояние между скважинами нагнетательного ряда – σн;
– расстояние между скважинами добывающих рядов – σдоб;
– радиус нагнетательных и добывающих скважин - rс;
– количество нагнетательных скважин в ряде – nн;
– количество добывающих скважин в первом ряду – n1;
– количество добывающих скважин во втором ряду – n2;
– абсолютная проницаемость пласта – k;
– пористость – m;
– вязкость воды – µв;
– вязкость нефти – µн;
– плотность нефти – ρн;
– относительная проницаемость по нефти равна 1;
– относительная проницаемость по воде – kв;
– насыщенность связанной водой – sсв;
– остаточная нефтенасыщенность – sност.
Составить систему уравнений относительно перепадов давления с использованием выражений для внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений и определить (в зависимости от варианта):
1. Динамику суммарных отборов нефти q(t) и динамику среднего дебита скважины в рядах qскв1(t) и qскв2(t) до момента прорыва воды, если заданы забойные давления в добывающих и нагнетательных скважинах Рзаб доб и Рзаб нагн;
2. Динамику разницы между забойными давлениями в нагнетательных и добывающих скважинах [Рзаб нагн – Рзаб доб] = ΔP(t) до момента прорыва воды, если заданы средние дебиты нефти по скважинам в рядах qскв1 и qскв2.
В расчетах предусмотреть не менее пяти положений фронта вытеснения, в том числе rв < σн/π.
Исходные данные для расчетов представлены в таблице 4.
Результаты решения задачи представить в виде таблицы и графиков.
Схема залежи имеет следующий вид:
Таблица 4
Исходные данные для задания № 3
Показатель |
Вариант |
|||||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
|
b, км |
1,5 |
2,7 |
2,0 |
1,8 |
2,5 |
3,0 |
2,4 |
1,8 |
2,4 |
3,5 |
2,4 |
2,1 |
1,2 |
2,4 |
3,6 |
2,4 |
1,0 |
2,1 |
3,8 |
2,6 |
h, м |
48,5 |
35,0 |
25,6 |
17,0 |
46,1 |
33,5 |
22,5 |
16,2 |
43,2 |
31,6 |
20,5 |
41,2 |
30,8 |
19,5 |
40,5 |
29,5 |
18,0 |
38,5 |
28,4 |
36,5 |
l, м |
300 |
350 |
250 |
300 |
350 |
300 |
350 |
300 |
400 |
250 |
300 |
400 |
450 |
350 |
250 |
300 |
200 |
400 |
350 |
300 |
l12, м |
250 |
350 |
300 |
350 |
300 |
350 |
300 |
400 |
250 |
300 |
400 |
450 |
300 |
350 |
250 |
300 |
350 |
300 |
250 |
250 |
σн, м |
|
300 |
|
300 |
|
300 |
|
250 |
|
350 |
|
300 |
|
300 |
|
400 |
|
350 |
|
200 |
σдоб, м |
|
300 |
|
200 |
|
200 |
|
200 |
|
350 |
|
350 |
|
150 |
|
300 |
|
350 |
|
200 |
rс, м |
0,01 |
0,02 |
0,005 |
0,006 |
0,01 |
0,02 |
0,008 |
0,04 |
0,01 |
0,02 |
0,005 |
0,008 |
0,005 |
0,02 |
0,01 |
0,04 |
0,03 |
0,01 |
0,008 |
0,005 |
nн |
5 |
|
6 |
|
10 |
|
8 |
|
10 |
|
6 |
|
6 |
|
12 |
|
5 |
|
12 |
|
n1 |
6 |
|
8 |
|
12 |
|
10 |
|
12 |
|
10 |
|
8 |
|
15 |
|
5 |
|
15 |
|
n2 |
7 |
|
10 |
|
12 |
|
12 |
|
12 |
|
12 |
|
10 |
|
12 |
|
4 |
|
15 |
|
k, мкм2 |
0,125 |
0,170 |
0,240 |
0,110 |
0,130 |
0,180 |
0,260 |
0,085 |
0,135 |
0,200 |
0,270 |
0,075 |
0,140 |
0,210 |
0,285 |
0,070 |
0,145 |
0,220 |
0,290 |
0,160 |
m, % |
18,4 |
20,1 |
15,4 |
18,6 |
16,2 |
14,3 |
20,5 |
18,8 |
17,2 |
13,5 |
21,1 |
19,2 |
15,3 |
12,8 |
21,4 |
19,4 |
15,6 |
22,6 |
18,7 |
19,7 |
µв, мПа∙с |
1,05 |
1,10 |
1,02 |
1,08 |
1,09 |
1,02 |
1,03 |
1,09 |
1,08 |
1,04 |
1,01 |
1,10 |
1,07 |
1,05 |
1,11 |
1,05 |
1,06 |
1,12 |
1,03 |
1,07 |
µн, мПа∙с |
4,0 |
8,2 |
1,2 |
3,4 |
4,8 |
7,8 |
5,6 |
3,8 |
1,5 |
1,4 |
6,4 |
4,4 |
2,3 |
3,9 |
14,0 |
6,2 |
5,0 |
1,1 |
8,3 |
1,8 |
ρн, кг/м3 |
840 |
885 |
910 |
885 |
845 |
890 |
915 |
874 |
850 |
890 |
920 |
863 |
860 |
905 |
895 |
860 |
870 |
910 |
900 |
880 |
kв |
0,5 |
0,3 |
0,4 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,2 |
0,5 |
0,3 |
0,6 |
0,4 |
0,7 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,5 |
0,7 |
0,4 |
0,8 |
0,7 |
sсв, % |
5.0 |
10.8 |
14.6 |
18.0 |
6.0 |
10.9 |
15.7 |
18.6 |
7.0 |
19.7 |
11.4 |
15.4 |
8.0 |
20.4 |
12.6 |
16.8 |
9.1 |
13.4 |
17.8 |
10.5 |
sност, % |
24,5 |
45,3 |
20,0 |
28,6 |
35,0 |
48,2 |
40,0 |
34,2 |
22,5 |
18,5 |
40,0 |
32,8 |
30,5 |
27,6 |
52,5 |
45,0 |
41,0 |
24,0 |
48,2 |
23,5 |
qскв1, т/сут |
|
30 |
|
50 |
|
35 |
|
25 |
|
15 |
|
35 |
|
60 |
|
70 |
|
45 |
|
80 |
qскв2, т/сут |
|
30 |
|
25 |
|
50 |
|
40 |
|
40 |
|
70 |
|
45 |
|
30 |
|
35 |
|
60 |
Pзаб нагн, МПа |
55 |
|
60 |
|
75 |
|
70 |
|
50 |
|
45 |
|
30 |
|
35 |
|
45 |
|
50 |
|
Pзаб доб, МПа |
4,0 |
|
5,2 |
|
6,3 |
|
7,0 |
|
6,2 |
|
6,0 |
|
5,0 |
|
4,0 |
|
5,2 |
|
5,5 |
|