Примеры расчета динамики разработки нефтяных залежей

Рассмотрим 13 вариантов разработки нефтяных залежей.

Общее для 13 вариантов. Подвижные запасы нефтяной залежи =150 млн. т; число скважин =500; число скважин, разбуриваемых в год, — 100 (эти скважины в течение 5 лет вводятся в разработку); метод поддержания давления при разработке — искусственное заводнение; зональная и послойная неоднородности по проницаемости продуктивных пластов =0,5 и = =0,5; конечная предельная массовая обводненность продукции добывающих скважин =0,90.

Различие вариантов. Все 13 вариантов делятся на две группы. По вариантам первой группы на первой и второй стадиях разработки скважины эксплуатируются до текущей предельной массовой обводненности продукции =0,50, и лишь на третьей стадии эта обводненность постепенно увеличивается до конечного значения =0,90. По вариантам второй группы на всех стадиях разработки скважины эксплуатируются до конечной предельной массовой обводненности продукции =0,90.

По всей вариантам первой группы, кроме четвертого варианта, на третьей стадии разработки увеличение текущей предельной прочих равных условиях максимальный дебит нефти ниже на 6— 19%, а максимальный дебит жидкости — на 23—65%.

На рнс. 7 и 8 сравниваются закономерности изменения общей весовой обводненности продукции по залежам. Рис. 7,а и 8,а характеризуют варианты второй группы, рис. 7,б и 8,б — варианты первой группы. На рис. 9 показаны зависимости накопленного отбора нефти () от накопленного массового отбора жидкости () всех рассмотренных вариантов.