Задача 11

Используя теорию упругого режима, разработанную В. Н. Щелкачевым, определить количество нефти, которое можно получить из залежи только за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.

Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь F = 1200 га, средняя мощность ее h = 12 м и пористость породы m = 0,22. Количество связанной воды S = 20%. Начальное пла­стовое давление р_пл = 18,0 мПа. Давление насыщения р_нас = 8,0 мПа.Пластовая температура t_пл = 54,5° С. Добыча нефти за время паде­ния пластового давления на (∆р = р_пл — р_нас) 10,0 мПа составила 5×10⁶ м³.

Объемный коэффициент только вследствие упругости нефти изменяется при пластовой температуре t_пл = 54,5° С и падении пластового давления с р_пл = 18,0 мПадо р_нас = 8,0 мПа от b_Н = 1,02 до b = l,026 1/ 0,1 мПа (рис. 15)

Из этих данных можно под­считать коэффициент сжимае­мости нефти по формуле:

на 0,1 мПа.

Коэффициент сжимаемости породы ß_п примем равным 2·10^-5 на 0,1 мПа.

Коэффициент упругоемкости залежи подсчитаем по формуле:

на 0,1 мПа.

Искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил, найдем по формуле:

Рис. П15. Зависимость объемного коэффициента нефти от давления и температуры

Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упру­гих свойств среды подсчитаем общий начальный объем нефти в залежи (в пластовых условиях):

Находим процент нефтеотдачи вследствие упругих свойств среды:

общего запаса нефти.

Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной области

5·10⁶-478·10³ = 4522·10³ м³.

Падение давления в пределах контура нефтеносности неизбежно нарушит равновесие за контуром, где давление также будет падать, и часть воды под действием упругой энергии поступит в нефтяную часть пласта.

Рассмотрим законтурную кольцевую площадь F₁ = 12 000 га, занятую напорной водой, и примем при данных условиях коэффи­циент сжимаемости воды равным ß_в = 4,2·10^-5 на 0,1 мПа.

Тогда коэффициент упругоемкости для указанной законтурной обводненной части пласта найдем по формуле

ß^*_в=mß_в + ß_п = 0,2·4,2·10^-5+ 2·10^-5 = 2,924·10^-5

Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для неф­тяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром будет менее интенсивным, чем внутри контура.

Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассма­триваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток времени на

∆р₁=5,0 мПа, т. е. на 50% от ∆р.

В этом случае количество воды, которое поступит в поры пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефтеносности, будет

∆V_в = ß^*Fh ∆р₁ = 2,924·0^-5 ·12 000·10⁴·12·50 = 2105·10³ м³

Таким образом, через начальный контур нефтеносности в резуль­тате гидродинамического (неупругого) перемещения воды в пласт поступит следующий объем жидкости:

4522·10³ - 2105·10³ = 2417·10³ м³

Остальная часть (до 5·10⁶ м³) представляет суммарный запас, определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше половины (приблизительно 51,7 %) добычи нефти будет получено за счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пределах начального контура нефтеносности и в его непосредственном окружении.