Рис. 8. Кривая зависимости bн = f Мн пл (по и др.)
Объемный коэффициент рассчитывается по величине относительной плотности газа г по воздуху при наличии данных:
1.Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях н, кг/м3;
2.Начальная растворимость н, м3/м3;
3.Пластовое давление Рпл, МПа;
4.Пластовая температура tпл, оС.
Расчет сводится к определению объема, который будет занимать 1м3 дегазированной нефти Vн, взятой в стандартных условиях, после растворения в ней газа и учета поправок на пластовые температуру и давление.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Коэффициент сжимаемости (сверхсжимаемости) реальных газов Z представляет собой отношение объемов равного числа молей реального Vг р и идеального Vг и газов при одинаковых термобарических условиях:
Z = Vг р / Vг и
Значения коэффициента Z, являющегося функцией давления, температуры и состава газа, наиболее достоверно определяются на основе лабораторных исследований проб газов. При отсутствии таких исследований используются расчетные способы оценки Z.
Природные газы представляют собой физические смеси различных углеводородных и неуглеводородных компонентов, простых и сложных газов, содержание которых изменяется в широких пределах. Поэтому способы расчета коэффициента Z выбирают исходя из его состава.
При расчете коэффициентов сжимаемости природных газов применяются методы, в основу которых положен принцип соответственных состояний. Согласно этому принципу значения коэффициентов сжимаемости различных УВ при одинаковых приведенных температуре Тпр и давлении Рпр приблизительно равны. Это позволяет использовать для определения объема газа его зависимость от приведенных параметров.
Приведенные параметры природного газа выражаются в долях от его критических значений, т. е. таких температуры Ткр и давления Ркр, при которых плотность вещества становится равной плотности его насыщенного пара.
Для однокомпонентного газа приведенные температура и давление определяются из соотношений:
Тпр = Т / Ткр; Рпр = Р / Ркр,
где Т – температура газа, К, Р – давление газа, МПа.
В природных газах каждый составляющий его компонент (метан, гомологи метана, неуглеводородные газы) имеет определенное значение критических температуры и давления, поэтому при расчетах Тпр и Рпр в таких многокомпонентных системах вместо истинных критических параметров индивидуальных газов используют среднемолярные критические, или псевдокритические, температуру Тпкр и давление Рпкр для данной смеси газов.
Псевдокритические параметры рассчитываются исходя из истинных критических констант индивидуальных компонентов и молярных долей последних методом У. Кея, использующего правило аддитивности:
Т п к р = х i Т к р i ; Р п к р = х i Р к р i ;
где Т к р i ; Р к р i критические соответственно температура и
давление компонента;
х i - молярная (объемная) концентрация компонента в газовой смеси,
доли единицы.
Приведенные псевдокритические (псевдоприведенные) температура Тп. пр. и давление Рп. пр. – это отношение температуры и давления газа к псевдокритическим их значениям:
Р п. к р п р и в = Р / Р п. к р, Т п. к р п р и в = Т / Т п. к р,
Для природных газов, содержащих менее 10% по объему неуглеводородных и тяжелых углеводородных компонентов, Z определяется по двум приведенным параметрам Тппр и Рппр.
В тех случаях, когда содержание метана в газе более 98% по объему, пользуются экспериментальным графиком, при меньшем его содержании используется график (по Брауну) (рис. 9).
Рис. 9. Кривые зависимости коэффициента сверхсжимаемости углеводородного газа Z (по Г. Брауну).
Таким образом, по глубинным пробам нефти определяются:
1. Давление насыщение нефти газом, (МПа);
2. Газосодержание при однократной и ступенчатой сепарации, (м3/т, м3/м3);
3. Объемный коэффициент при однократной и ступенчатой сепарации;
4. Плотность нефти в пластовых условиях, (кг/м3);
5. Плотность нефти при однократной и ступенчатой сепарации (кг/м3);
6. Вязкость сепарированной нефти;
7. Коэффициент растворимости газа в нефти ((м3/м3)/МПа);
8. Плотность газа при однократной и ступенчатой сепарации (кг/м3);
9. Компонентный состав пластовой нефти;
10. Компонентный состав нефти после однократной и ступенчатой сепарации;
11.Компонентный состав газа после однократной и ступенчатой сепарации;
12. Молярная масса нефти после однократной и ступенчатой сепарации (г/моль);
13. Молярная масса газа после однократной и ступенчатой сепарации (г/моль).
По поверхностным пробам нефти определяются:
1.Плотность, вязкость, молярная масса, температура застывания нефти;
2.Содержание серы, смол, асфальтенов, парафинов в нефти;
3.Температура плавления парафинов;
4.Содержание воды и механических примесей в нефти;
5.Фракционный состав нефти.
СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНИХ ЗНАЧЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ
При подсчете запасов нефти и свободного газа используются различные способы средних значений параметров:
1) среднего арифметического;
2) средневзвешенного;
3) средневзвешенного по эффективной нефтегазонасыщенной толщине;
4) средневзвешенного по площади;
5) средневзвешенного по объему (пород-коллекторов; пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью или свободным газом).
При выборе способа расчета учитывается:
1)степень изученности залежей и объем фактических данных;
2)характер расположения скважин по площади залежи;
3)наличие или отсутствие взаимосвязи между параметрами и закономерности изменения их по площади;
4)степень однородности пластов-коллекторов и характер статистического распределения параметров.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕГО АРИФМЕТИЧЕСКОГО И СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ЗНАЧЕНИЙ
При расчете среднего арифметического значения x любого параметра все наблюденные значения x i делят на число наблюдений n.
n
x = ( xi ) / n
i=1
Такой способ расчета применяется при определении средних значений параметров по скважинам или по залежи в целом. В последнем случае общее число наблюдений должно быть меньше 20 – 30.
Если число наблюдений превышает указанную величину, среднее определяется как средневзвешенное значение. Для этого весь диапазон изменения значений параметра разбивается на равновеликие классы. В каждом классе определяется число попавших в него наблюдений mj. Умножив значения средних xj каждого класса на соответствующее число наблюдений mj и разделив сумму этих произведений на общее число наблюдений n, определяют средневзвешенное значение параметра:
k
xср. взв.=( xjmj )/n
j=1
Однако для расчета средних значений параметров залежи в целом по вышеприведенным формулам имеются ограничения.
Обе формулы неприменимы, если:
1)статистическое распределение наблюдаемых значений параметра противоречит теоретическому закону распределения значений этого параметра;
2)на залежи по данным средних значений в скважинах установлено закономерное изменение исследуемого параметра по площади;
3)установлено закономерное изменение одного из параметров, входящих в формулу объемного метода, в зависимости от изменения других параметров.
Рассмотрим эти случаи.
Многочисленными исследованиями установлено, что представительные (после отбраковки некондиционных) наблюдаемые значения по керну коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности из проницаемых интервалов однородного пласта распределяются в соответствии с нормальным законом распределения (рис. 10). Оценкой математического ожидания этого распределения является среднее значение, вычисляемое по вышеприведенным формулам. Отклонение статистического распределения параметров от закона нормального распределения выявляется с помощью критерия Пирсона x2. Он вычисляется по формуле:
r
x в ы ч2= [ (mi – npi)2 / npi],
j=1
где mi – число определений значений параметра в j-м классе;
pi – вероятность попадания теоретического числа определений в j-й класс;
npi – теоретическое число определений в j-м классе;
n – общее число определений по пласту (залежи);
r – число классов.
Рис. 10. Полигоны (1) и теоретические кривые (2) распределения значений открытой пористости k п о месторождений А и Б (по )
В свою очередь вероятность pi рассчитывается по формуле нормированной функции Лапласа Ф0:
pi = Ф0 [ ( x2 - x ) / ] - Ф0 [ (x1 - x ) / ],
где x1 и x2 – значения параметра на границе класса;
x - среднее значение статистического распределения этого параметра;
- среднее квадратическое отклонение.
Если вычисленное значение критерия x2 оказывается больше табличного, то исследуемое статистическое распределение противоречит нормальному закону. Тем самым исключается возможность применения формул для оценки среднего значения.
Отклонение статистического распределения значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности от закона нормального распределения может быть связано с неравномерным выносом керна или с закономерным изменением параметра по площади залежи.
Неравномерный вынос керна обусловлен незначительным его отбором из наиболее проницаемых и высокопористых интервалов пласта в результате разрушения. В этом случае полигон распределения значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности имеет ярко выраженную левостороннюю асимметрию. В таких случаях для расчета среднего значения следует использовать геофизические данные.
Левосторонняя асимметрия статистического распределения характерна и для пластов с закономерным изменением параметров по площади.
При обратном соотношении рассмотренных областей пласта полигон распределения значений параметра характеризуется правосторонней асимметрией. В этих случаях для расчета среднего значения составляется карта изменения параметра в пределах залежи и расчет среднего осуществляется путем взвешивания по площади.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 |
