Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения (залежи)

Страница 3

Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знание которой необходимо также для организации эффективной разработки залежей, в частности для выбора структуры системы разработки.

Вопрос 2. Объемный метод подсчета начальных запасов нефти и свободного газа.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти и объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустого пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте- (газо) насыщенной толщины пласта hн.эф., на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. Или газонасыщенности kг. при этом выражение Fhн.эф. определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф.kп.о. – объем пустотного пространства пород-коллекторов, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. – объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. Объемы пустотного пространства насыщенных нефтью или свободным газом, можно получить путем умножения Fhн.эф. на среднее значение коэффициента пористости. Для нефти коэффициент эффективной пористости kп.эф. равен произведению kо.п.kн., а для газа – kп.эф. = kп.о.kг., которые рассчитываются по каждому однородному продуктивному интервалу пласта.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента Q, учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением:

Vн.ст. = Fhн.эф. kп.о. kн. O

или

Vн.ст. = Fhн.эф. kп.эф. O

Умножив Vн.ст. на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Qн.о. = Fhн.эф. kп.о. kн. Ор. (1)

или

Qн.о. = Fhн.эф. kп.эф. Ор. (2)

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Кt коэффициентов:

КрКt = ((ро Lо – рост. Lост)/ Рст.) ((То + tст.)/(Tо + tпл.)) (3)

где, ро – среднее значение пластового давления в залежи (ее части), Мпа;

Lо – поправка, обратнопропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zо при давлении ро, Lо = 1/Zо;

рост. – среднее остаточное давление, установленное в залежи, когда давление на устье добывающей скважины равно стандартному, Мпа;

Lост. – соответствует рост поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/Zост.;

Рст. – давление при стандартных условиях, равная 0, 1 Мпа;

То = 273К; tст. = 20оС; tпл. – ср. температура в залежи в пластовых условиях, оС, значение коэффициента Z устанавливается обычно по опытным кривым.

Значение Рскв.о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометром давления на устьях скважины, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

Рскв.о = Рскв.м , 1293х10-9Нк.п.Рг. (4)

где, Рскв.м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, Мпа;

- основание натуральных логарифмов;

Рг – относительная плотность газа по воздуху;

Нк.п. – глубина кровли плата в скважине.

Среднее остаточное пластовое значение в залежи получают для условий глубины Нц.т. на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин:

Ротс. = 0, 1 1293х10-9 Рц.т. Рг. (5)

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определением долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Среднее значение пластовой температуры tпл. вычисляются по данным о замерах в скважине, и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

В соответствии с изложенным, формулы для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид:

Qг.о. = Fhг.эф. kп.о. kг. Kp Kt (6)

Qг.о. = Fhг.эф. kп.эф. Kp Kt (7)

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из недр, - извлекаемые запасы – определяется с помощью коэффициента извлечения k извл.н.:

Перейти на страницу номер:
 1  2  3  4 
Скачать реферат Скачать реферат


Реклама

Разделы сайта

Последние рефераты