Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: P_ср= P_нас

Радиус контура нефтенос- Ности	R [м]	3*103	2.9*103	3.2*103
Давление насыщения	PНАС[Мпа]		8.5
Пористость пород пласта	m	0.25	0.25	0.25
Толщина пласта	h [м]
Насыщенность пласта связанной водой	SСВ	0.05	0.05	0.05
Коэффициент охвата пласта разработкой	h2	0.8	0.85	0.8
Плотность нефти	r2 [т/м3]	0.85	0.85	0.85
Плотность газа в атм. усл.	r1АТ[т/м3]	0.85*10-3	0.85*10-3	0.85*10-3
Кажущаяся плотность газа	r1К[т/м3]	0.3	0.3	0.3
Коэффициент растворимости газа в нефти	a[т/(т·Па)]	8.5*10-9	8.5*10-9	8.5*10-9
Среднее отношение коэффи-циентов сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлении	jСР	0.9	0.9	0.9
В течение 10 лет отбор нефти из месторождения составляет	qн [м3/год]	1.5*106	1.4*106	1.5*106

Отбор газа из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону:

[м³/год] при года

[м³/год] при лет,

где q₀ = 120*10⁶ , b = 42*10⁶ .

Определитькакими будут через 10 лет после начала разработки:

1) Значение средепластового давления.

2) Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного

разработкой.

3) 3) Нефтеотдача месторождения.

РЕШЕНИЕ

1) 1) Определим объем пласта, охваченный разработкой

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:

; ; (1)

где N₀₁, N₀₂ - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношениий получим:

2) 2) Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени

разработки пласта исходя из условия задачи может быть определена следующим образом:

;

Полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи:

; при года

.

при лет

3) 3) Изменение во времени ср. пластового давления в пласте исходя из материального баланса веществ в пласте в целом описывается квадратным уравнением:

;

где

; ; ,

где: N ₁ - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти. N ₂- полная масса дегазированной нефти в пласте.

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

(2)

Для того, чтобы определить какой из корней справедлив обозначим функцию

и продифференцируем ее:

Если , то справедлив меньший корень.

Если , то справедлив больший корень.

4) 4) Для определения справедливого корня в соотношении (2) величину:

следует вычислять при P_СР = P_НАС , то есть в момент начала разработки пласта.

5) 5) Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

,

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой будет определяться как отношение:

.

6) 6) Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит: