Подсчет запасов нефти графо-аналитическим способом метода материального баланса

Теоретическое обоснование. При подсчете запасов нефти в сложных геологических условиях, когда применение объемного метода может привести к большим погрешностям, либо становится вообще невозможным, все более широкое применение находят методы материального баланса.

В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным [1] (1.1):

Qно=

(1.1)

где Q_но — геологические запасы нефти в стандартных условиях, м³; – накопленная добыча нефти на дату расчета, м³; r₀ — растворимость газа в нефти при начальном давлении (P₀), м³/м³; r_p — средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м³/м³; υ₀ и υ — объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р₀) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в ₀ – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р_о; в ₁ – двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в ₁= в +(r₀- r) *υ, где в – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r — растворимость газа в нефти при давлении Р, м³/м³; λ — объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W — объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ω_i – объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ω – объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; g_i – объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м³; δ – отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; k_в – коэффициент водонасыщенности, доли единицы; β_п и β_в – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа^-1; ΔΡ – величина снижения пластового давления, ΔΡ=Р₀-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (r_p = r₀ = r), в ₁ = в, газовая шапка отсутствует (δ = 0), закачка воды и газа не производится (ω_i=0, g_i=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв k_в = 0 и β_в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Qно=

(1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Р_нас, объемные коэффициенты в ₀ и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (в _нас):

где β_н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа^-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Дата добавления: 2015-09-27 | Просмотры: 755 | Нарушение авторских прав