Разделы презентаций


Lektsia_6.pptx

Расчеты обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов) Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова.В

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Лекция №6
Хромых Людмила Николаевна

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Лекция №6Хромых Людмила Николаевна

Слайд 2Расчеты обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев,

М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов)
Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта

является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова.
В методике института ГВН предусматривается более полный учет неоднородности коллектора (по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения). Метод также предусматривает учет начальных водонефтяных зон, которые характеризуются параметром W.



Где: L2,L1– расстояние от эксплуатируемой галереи (или ряда эксплуатирующих скважин) до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.


Расчеты обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов) Этот метод расчета

Слайд 3W изменяется от 0 до 1.
Если водо – нефтяная зона

отсутствует (“запечатанные” залежи), то W=0 для залежи по всей площади

нефтеносности подстилаемой водой (массивные или водоплавающие залежи) W=1. (0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; ……1)
При расчете процесса заводнения нефтяного месторождения используется следующая схема:







Пласт состоит из изолированных прослоев с различной проницаемостью, пористостью, начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя характерна своя величина коэффициента вытеснения нефти водой.

- положение фронта
обводнения

W изменяется от 0 до 1.Если водо – нефтяная зона отсутствует (“запечатанные” залежи), то W=0 для залежи

Слайд 4Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения

каждого прослоя зависит от этих параметров.







где:

mi – пористость,
Si – начальная нефтесыщенность,
ηi– коэффициент вытеснения нефти водой.
При обводнении одинаковых по объему пропластков с различной эффективной пористостью из них можно получить не одинаковое количество нефти. При характеристике неоднородности продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами.


Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения каждого прослоя зависит от этих параметров.где:

Слайд 5

Где: ki – проницаемость i – го слоя.


mi, ρi,

ηi – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения i –

го слоя.
Начальные продуктивные характеристики эксплуатации скважин находятся в результате их исследования при установившихся режимах фильтрации. Учитывается изменение коэффициентов фильтрации сопротивления A и B в результате деформации пласта коллектора, т.е. (коэффициенты увеличиваются), уравнение оттока воды для нагнетательной скважины имеет вид:


Где: qв.с. – расход воды в нагнетательной скважине.


Где: ki – проницаемость i – го слоя. mi, ρi, ηi – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент

Слайд 6
(2)

Где: Рс – давление на забое нагнетательной скважины,
hв; hг –

обводненная и газонасыщенная толщина пласта,
μв, μг – соответственно вязкость воды

и газа.
Из уравнения (2) находится расход воды qв. по одной “средней” нагнетательной скважине (при заданной депрессии ΔΡ в пласте).
Необходимое количество нагнетательных скважин равно:

(3)


Соответственно определяются другие показатели разработки на период ППД (поддержания пластового давления).
Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта, установленные по изучению физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало – Поволжья записываются в общем виде следующим образом:

(2)Где: Рс – давление на забое нагнетательной скважины,hв; hг – обводненная и газонасыщенная толщина пласта,μв, μг –

Слайд 7





k – проницаемость;
an, bn – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого

месторождения в результате исследования кернов по геофизическим данным.
Распределение параметра

ω количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается гамма – распределением, плотность которой имеет вид:
k – проницаемость;an, bn – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого месторождения в результате исследования кернов по геофизическим

Слайд 8Где: υ;ωср. – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение

ω,
Г(в1+1) – гамма функция

Для расчетов

используется 15 распределений с коэффициентами вариации от 30,2 до 87,7%.
Расчеты также могут проводится и с применением логарифмически нормального закона распределения.
Плотность распределения которого имеет вид:



Где: σ; ωср – параметры распределения.
Соотношение для определения характеристик заводнения – доли нефти в потоке жидкости fн (τ) и β(τ) разработаны как для поршневого, так и с учетом непоршневого характера вытеснения.

Где: υ;ωср. – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение ω,    Г(в1+1) – гамма

Слайд 9Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом

различия вязкостей

и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны.
Методика расчета полностью автоматизирована.
Расчеты проводятся в следующем порядке:
Изучается строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определенном диапазоне (например 400×400, 500×500, 600×600).
Определяется система разработки количество скважин, добывающих и нагнетательных для каждого из рассматриваемых вариантов.
Определяется средний дебит одной скважины по жидкости по результатам опробования скважин и гидродинамические исследования продуктивности залежи.
Рассчитывается параметр W.
Определяется соотношение вязкостей нефти и воды
Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом различия вязкостей

Слайд 10Выбирается закон распределения.
Рассчитываются активные запасы.
По отдельной методике рассчитывается предельный

дебит фонтанирования добывающих скважин.
Выбирается зависимость выбытия добывающих скважин при достижении

предельной обводненности.
Принимается коэффициент компенсации объема добываемой жидкости закачкой.
Расписывается ввод добывающих и нагнетательных скважин по годам.
Проводится расчет для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводненности продукции (99 – 99,9%).
Определяются основные технологические показатели и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Выбирается закон распределения.Рассчитываются активные запасы. По отдельной методике рассчитывается предельный дебит фонтанирования добывающих скважин.Выбирается зависимость выбытия добывающих

Слайд 11Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются

аналитическими.
Эти методики используются также для определения коэффициента нефтеизвлечения или нефтеотдачи.

Прогнозирование роста обводненности продукции до 99,9% и определения соответствующих уровней добычи нефти, позволяет определить максимально возможное извлечение нефти, что составляет в итоге извлекаемые запасы залежи.

Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются аналитическими.Эти методики используются также для определения коэффициента

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое TheSlide.ru?

Это сайт презентации, докладов, проектов в PowerPoint. Здесь удобно  хранить и делиться своими презентациями с другими пользователями.


Для правообладателей

Яндекс.Метрика