5. определение скорости продвижения в пласте водонефтяного контакта

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ В ПЛАСТЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА Задача 13. Нефтяной пласт работает при водонапорном отсутствии свободного газа в подъемных трубах , т . е . при услови жиме . Скважина , пробуренная на этот пласт , фонтанирует пра Poye > Pu Плотность пластовой нефти Р - 850 кг / м³ , воды р = 1000 кг / м³ . Давление на буфере закрытой скважины ( при о = 0 ) P1 = 2 МПа . Угол падения пласта а = 20 ° . Требуется определить скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном с . и горизонтальном с направлениях , а также по простиранию пласта с . если через 1 = 50 мес . давление на буфере закрытой скважины понизилось до ра -1,7 МПа . Скорости продвижения контура в указанных направления : определяются по следующим формулам : P1 - P2 n ( Pa - PH ) g C₂ = ( P1 - p2 ) ctg a n ( Pa - Pa ) g ( 11.6 ) P₁ - P₂ ( 11.7 ) n ( Pa - Pa ) g sin a Подставляя числовые значения в ( 11.5 ) , ( 11.6 ) и ( 11.7 ) , получим ( 2 - 1,7 ) 100 50 ( 1000-850 ) 9,81 = 4,1 м / мес ; ( 2-1,7 ) 103 ctg 20 ° 50 ( 1000-850 ) 9,81 = 11,3 м / мес ; ( 2-1,7 ) 104 50 ( 1000-850 ) 9,81 sin 20² ( 11.5 ) Ст 12 м / мес ; Если наблюдение за давлением вести не на буфере , а на забое скважины путем замеров глубинным манометром , то при раб > Р . ( т . е . при отсутствии свободного газа в пласте ) можно по приведенным в задаче формулам проследить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного давления при любых методах эксплуатации скважины . 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Задача 14. Параметры нефтяной залежи с водонапорным режи мом определены в результате исследования образцов кернови геофизическими методами . При этом установлено , что среднее количество связанной ( погребенной ) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны 5-12 % H1 S₁ 88 % . В ходе эксплуатации залежи средняя водо насыщенность стала увеличиваться . Через 6 лет она была равна 5 , - 52 % , а через 9 лет -69 % . Требуется определить средний процент нефтеотдачи для ука занных периодов времени . Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасы щенности породы S на данный момент находим по формуле Kor = ( S - S ) / ( 100 - S ) , ( 11.8 ) где числитель ( S , -S ) - количество воды , поступившей в за лежь вместо такого же количества добытой нефти , а знаменатель - начальный запас нефти . Величины S. и S выражены ( 100 -S ) в процентах . Следовательно , нефтеотдача по формуле ( 1.8 ) составит : через 6 лет Kor1 = ( 52 - через 9 лет 12 ) / ( 100 - 12 ) - 0,455 или 45,5 % ; Кота - ( 69 - 12 ) / ( 100 - 12 ) = 0,648 или 64,8 % .

Задача 15. Нефтяная залежь , эксплуатируемая при водонапор ном режиме , имеет сравнительно однородный состав пород . Тре буется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени . К концу первого периода добывали 4000 м³ / сут нефти и 1000 м3 / сут воды . К концу второго периода добыча соста вила 1000 м3 / сут нефти и 4000 м³ / сут воды . Кроме того , известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях : р = 7,3 мПа с и р . = 1 мПа с ; объемные коэффициенты нефти и воды : он - = 1,1 и b = 1 . При одновременном притоке в скважину нефти и воды про центное содержание воды в добываемой жидкости будет C = 100 QB QH + QB ( II.9 ) Процентное содержание воды зависит от величин фазовых прони цаемостей к , и ke , вязкостей мн и м и объемных коэффициентов 6 и 6 , ( нефти и воды ) и может быть также определено из вы ражения ( 11.10 ) C 100 ku kB где М коэффициент , зависящий от физических свойств пласто вых жидкостей , выражается соотношением 1 + M M Hab Hнон ( 11.11 ) При ин - рв и b , - b , коэффициент М - 1. Чем больше вязкость и объемный коэффициент нефти ( при неизменном р . , и ) . тем меньшее значение имеет коэффициент М. Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидко сти и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно одно родного коллектора , можно определить нефтеотдачу ( в % ) Для условий нашей задачи , пользуясь формулами ( 11.10 Для первого периода в ( П.11 ) , предварительно найдем значения С и М. графику ( рис . 11,2 ) . Kor 1000 C = 100 . 4000-1000 = 20 % , 80 60 40 20 M = 1 0 20 80 58 , % 60 Рис . 11.2 . График зависимости нефтеотда чи от содержания воды в добываемой жид кости для разных значений М 40 1/4 М = 10-3.1 / 7,3.10-3.1,1 = = 1/8 ; для второго периода 4000 1000 + 4000 Теперь для определения нефтеотдачи по периодам вос пользуемся графиком ( см . рис . 11.2 ) , на котором от точки 20 % на оси абсцисс проведем вертикаль до пересечения с кривой М = 1. От найденной точки проведем горизонталь влево и на оси координат находим нефтеотдачу для первого периода Кот . 1 - = 25 % . Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода KOT . 2 47 % . bnt - bu bu Ap C₂ = 100 = 80 % . Величина М для второго периода остается прежней , равной ¹ / 8 , так как р и б не изменились .