Практическое занятие 7. Определение параметров по методу

Материального баланса

Цель работы:Расчёт параметров по методу материального баланса.Материальный баланс - простая концепция, подчиняющаяся закону

сохранения массы, согласно которому поступившая масса жидкости в какой - либо участок пласта равна извлеченной плюс то, что осталось в нем. Это один из первых инструментов контроля, используемых для характеристики процессов заводнения в отдельно взятом элементе пласта, и предшествует применению более сложных методов моделирования.

Рассмотрим уравнение материального баланса для случая разработки пласта

в режиме выше давления насыщения. В этом случае необходимо учитывать четыре компоненты:

• расширение нефти и воды при изменении давления в пласте;

• деформацию породы;

• объемы отобранной нефти и воды из элемента плас а;

• объем закачанной воды в этот элемент;

• изменение пластового давления от начального до текущего. Уравнение материального баланса используется для оценки объема

притока воды из законтурной водоносной об асти, перетоков жидкости через границу изучаемого участка пласта, для определения среднего пластового давления при известном объеме отобранной из пласта жидкости.

Уравнение материального баланса в общем виде можно записать так:

V^ж_пл+V_зак+V_ч=V_н^пл+V_в^пл

где V_зaк- объем закача ой воды в данный участок,

V^ж_пл - объем добытой жидкости из данного элемента за счет деформации

горных пород и жидкости (упругий запас пласта); V^ж_пл =β* Р V_эл;

V_ч - объем п итока жидкости из-за контура нефтеносности или из смежных элемен ов пласта;

V_H ^пл - объем добытой нефти из данного элемента в пластовых условиях; V_в^пл - объем добытой воды из данного элемента;

Р - изменение среднего пластового давления; V_эл - объем элемента пласта.

В зависимости от постановки задачи, под элементом можно понимать нефтенасыщенный пласт целиком или отдельный участок пласта.

Если в пласте в начальный момент имелась нефть и вода, то коэффициент упругоемкости пласта рассчитывается по формуле:

β = β _c+m(S_н β_н +S_в β_в)

Задача 10.Нефтяное месторождение,подстилаемое неактивной водой,разрабатывается при режиме растворенного газа. Начальное пластовoe давление р₀=24,5 МПа. Оно равно давлению насыщения. За некоторый период разработки месторождения при режиме растворенного газа Пластовое давление снизилось до р_о=19,0 МПа. При этом из пласта было отобрано количество де-газированной нефти Q_н, равное 236,3·10⁴ м³ в стандартных условиях. Средний

за рассматриваемый период разработки месторождения газовый фактор = Q_г /Q_н= 587,7 м³/м^З.

Требуется определить на основе метода материального б л нса начальные геологические запасы нефти (в дегазированном состоянии) G_н и текущую нефтеотдачу η к концу указанного периода. Изменение газосодержания Г и объемного коэффициента b_н нефти показано на рис. 10. О ношение объема газа

в пластовых условиях к объему газа в стандартных условиях (объемный коэффициент газа) b_г = 0,00572 м³/м^З.

Решение. Рассмотрим материальный ба анс газа. В начальный момент времени при р=р₀ объем газа G_p , растворснного в нефти, если его привести к текущему пластовому давлению, был равен G_н Г₀ b_г.

Рисунок 8. Зависимости газосодержания и объемного коэффициента нефти от давления

При отборе объеме газа Q_н b_г приведенного к тому же текущему пластовому

давлению, в пласте остался объем газа, равный (G_н Г₀- Q_н ) b_г ,. Этот объем газа находится в нефти частично в растворенном состоянии:

и частично в свободном состоянии:

G_{г р} =( - Q _н )Гb_г

На основе материального баланса имеем

Г₀- Q _н )b_г =( - Q _н )Гb_г+ [ ( Q _н ) , где b_{н о} -начальный объемный коэффициент нефти. Из приведенного выражения получаем

Из рис.8 определяем, что b_{н о} = 1,572; b_н = 1,52; Г₀= 196 м³/м³; Г =160 м³/м³.

Тогда начальные запасы дегазированной нефти в пласте месторождения составят

Коэффициент нефтеотдачи