АкушерствоАнатомияАнестезиологияВакцинопрофилактикаВалеологияВетеринарияГигиенаЗаболеванияИммунологияКардиологияНеврологияНефрологияОнкологияОториноларингологияОфтальмологияПаразитологияПедиатрияПервая помощьПсихиатрияПульмонологияРеанимацияРевматологияСтоматологияТерапияТоксикологияТравматологияУрологияФармакологияФармацевтикаФизиотерапияФтизиатрияХирургияЭндокринологияЭпидемиология
|
Подсчет запасов нефти графо-аналитическим способом метода материального баланса
Лабораторная работа 1
Цель и содержание. Приобретение навыков подсчёта запасов нефти методом материального баланса. В теоретическом обосновании охарактеризованы условия применения графоаналитического способа метода материального баланса и приведены уравнения материального баланса для различных режимов работы залежей нефти.
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 Qно — 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; rp — 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 Ро; 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; ωi – объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ω – объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; gi – 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; kв – коэффициент водонасыщенности, доли единицы; βп и βв – 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 (rp = r0 = r), в 1 = в, газовая шапка отсутствует (δ = 0), закачка воды и газа не производится (ωi=0, gi=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв kв = 0 и βв = 0, уравнение (1.1) принимает вид:
Qно=
| (1.2)
| Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Рнас, объемные коэффициенты в 0 и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (в нас):
в 0 = в нас[1- βн(Р0-Рнас)],
| (1.3)
| в = в нас[1- βн(Р-Рнас)],
| (1.4)
| где βн- коэффициент сжимаемости нефти, мПа-1.
Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:
Дата добавления: 2015-09-27 | Просмотры: 754 | Нарушение авторских прав
|