Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 13 )

Если в пределах залежи в поровом коллекторе установлено взаимосвязанное изменение параметров, при котором, например, более высоким значениям эффективных нефтенасыщенных толщин соответствуют более высокие значения коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности, и наоборот, использование средних арифметических и средневзвешенных значений приводит к систематическим погрешностям.

Если функции этих двух параметров в пределах залежи коррелированы между собой, то:

[ h н э ф ( x, y ) - h н э ф ] [ k п о ( x, y ) - k п о ] d x d y  0,

где  h н э ф  и k п о – средние значения параметров.

При наличии прямой корреляционной связи использование средних арифметических значений ведет к систематическому завышению запасов, а при отсутствии такой связи – к занижению. В связи с этим при взаимосвязанном изменении параметров, входяших в формулу объемного метода, средние значения должны определяться взвешиванием по объему.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ПО ЭФФЕКТИВНОЙ НЕФТЕ(ГАЗО)НАСЫЩЕННОЙ ТОЛЩИНЕ ЗНАЧЕНИЯ

Такой вид среднего значения рассчитывается по формуле:

n  n

  xср. взв. h =( xj h н э ф i) / (  h н э ф i)

i=1  i=1

где  x i  - среднее значение параметра в i – ом проницаемом интервале

продуктивного пласта;

h н э ф j – эффективная нефте(газо)насыщенная толщина i – го интервала.

Этот способ применяется для определения средних значений параметров неоднородного пласта по скважинам. К таким параметрам относятся открытая пустотность и ее составляющие, нефтегазонасыщенность.

При расчете по данным керна в каждом проницаемом интервале продуктивного пласта предварительно определяется среднее арифметическое значение из представительных наблюдаемых значений параметра. Если расчет ведется по геофизическим данным, то в интервале в качестве x i  принимается среднее значение однородного интервала пласта

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ПО ПЛОЩАДИ ЗНАЧЕНИЯ

Этот способ расчета осуществляется на основе карты изменения значений параметра, предварительно определенных по продуктивному пласту в каждой скважине. С помощью средневзвешенного по площади может быть найдено среднее значение любого параметра формул объемного метода.

Рассмотрим принцип расчета на примере карты эффективной нефтенасыщенной толщины массивной залежи (рис. 11).

Рис. 11. Пример использования карты эффективной нефтенасыщенной толщины h н. эф массивной залежи для определения объема коллекторов Vк и средневзвешенного по площади значения эффективной нефтенасыщенной толщины h н э ф с р в з в F  1 – внешний контур нефтеносности; 2 – изопахиты, м; 3 – скважина: в числителе – номер, в знаменателе – эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Формула определения h н э ф с р в з в F  имеет двучленное строение. Первая часть характеризует параметры прикупольной зоны, а вторая – остальной части залежи:

h н э ф с р в з в F  = [ ( (h н. эф ( n + 1 )  + h н э ф с к в  ) / 2 ) * f n+1

n  n

+ (  (h н э ф ( i –1) + h н эф. i ) / 2 ) * fi ] / [f n+1  +  fi ]

i=1  i=1

где  h н. эф ( n + 1 ) – значение прикупольной изопахиты;

h н э ф с к в – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в прикупольной скважине;

h н э ф ( i –1), h н эф. i – значения смежных изопахит, ограничивающих элементарные площадки;

fi, f n+1 – площадь, ограниченная прикупольной изопахитой.

Знаменатель в приведенной формуле равен площади залежи F. Если в пределах залежи прикупольная зона отсутствует, то первые слагаемые в числителе и знаменателе данной формулы опускаются. Применительно к рассмотренному примеру выражение в числителе равно объему коллекторов залежи (ее части) Vк, который в общем виде определяется формулой:  Vк =  h н э ф.( x, y ) d x d y,

h н э ф с р в з в. F = ( 1 /F )  h н. э ф ( x, y ) d x d y.

Значения параметров, средневзвешенные по площади, рассчитываются в случаях закономерного изменения параметров по площади залежи и при неравномерном расположении скважин в пределах залежей, особенно массивных.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ПО ОБЪЕМУ ЗНАЧЕНИЯ

При взвешивании по объему для определения средних значений параметров составляются две карты. Для определения средневзвешенного значения открытой пористости составляется карта в изолиниях h н э ф  k п о  и карта изопахит.

Планиметрируя карту h н э ф  k п о, получаем объем пустотного пространства пород-коллекторов залежи:

V п к = ( h н э ф. k п о  )( x, y ) dx dy

Коэффициент открытой пористости определяется по формуле:

  k п. о ср. взв. V = [( h н. эф k п. о ) ( x. y) dx dy ] / [h ( x, y ) dx dy ] 

Аналогичным образом получают средневзвешенное по объему коллекторов значение коэффициента нефтегазонасыщенности. Для этого составляется карта в изолиниях h н. эф. k п. о k н., называемая картой удельных объемов коллекторов, насыщенных нефтью, или удельных объемов залежи. В качестве второй карты используется ранее построенная карта произведения hн. эф k п. о. Тогда:

k н. ср. взв. V = [( h н. эф k п. о k н.) ( x. y) dx dy ] / [ h н. эф k п. о ( x, y ) dx dy ]

  Следовательно, для расчета средневзвешенного по объему параметра достаточно сложить все значения каждой карты и полученные суммы разделить на другую. В свою очередь числитель вышеприведенной формулы равен с учетом масштаба карты объему пустотного пространства коллекторов, а знаменатель – объему коллекторов.

На этом же принципе основывается расчет значений коэффициентов нефте(газо)насыщенности и эффективной пористости, а также расчет значений текущих пластовых давлений, средневзвешенных по объему коллекторов, по объему пустотного пространства, по объему пустотного пространства, насыщенного нефтью (свободным газом).

ЛЕКЦИЯ 4

3.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Основу методов материального баланса, применяемых для под­счета запасов нефти, составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) УВ, содержавшихся в залежи до начала ее разработки 2н0, и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи 2Н и оставшихся в ней <2к. ОСт на любой момент разработки:

Quo= Qu+ Qн. ост=const.        (149)

Разнообразие геологических условий и условий разработки каждой залежи требуют индивидуального подхода к составлению уравнения материального баланса. При этом учитываются характер изменения пластового давления и свойств УВ, извлекаемых из залежи в процессе разработки.

Объективные результаты при подсчете запасов методами ма­териального баланса могут быть получены лишь в том случае, если в процесс перераспределения пластового давления вовлечен весь объем залежи, а значения пластового давления и других параметров, входящих в формулу подсчета запасов, являются представительными и характеризуют всю залежь в целом. При определении накопленной добычи нефти должна учитываться не только товарная нефть, но и все потери нефти независимо от их причин. Для газонефтяных залежей необходимо также располагать данными о размерах газовой шапки.

В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

ФОРМУЛЫ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Для условий проявления в залежи смешанного режима и выведено уравнение материаль­ного баланса, отражающее влияние на процесс разработки комплекса природных и искусственных энергетических факторов:

где (?н0 и <2Я — соответственно начальные балансовые запасы и накопленная добыча нефти на дату расчета в стандартных условиях, м3; 1}г — двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ); Ь1=Ь + (г0 — г) к, здесь Ъ — объемный коэффици­ент пластовой нефти при давлении р, г — растворимость газа в нефти при давлении р, м3/м3; г0 — растворимость газа в нефти при начальном давлении (/>0), м3/м3; гр — средний газовый фактор (отношение накоп­ленной добычи газа Ут к накопленной добыче нефти (?„ на дату расчета) в стандартных условиях, м3/м3; v,), v — объемные коэффициен­ты пластового газа, соответствующие начальному р0 и текущему (на дату расчета) давлению р; IV, IV' — объемы соответственно вошедшей в шлежь воды и закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; и1 — объем накопленной добычи воды на дату расчета в иандартных условиях, м3; X, — объемный коэффициент пластовой воды при давлении р; ^^ — объем закачанного в пласт газа на дату расчета в ( чандартных условиях, м3; Ь0 — объемный коэффициент пластовой нефти при давлении р0; п — отношение объема пустот, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пустот, занятых нефтью.

Уравнение,  наиболее  полно  аппроксимирующее  динамическую модель залежи, получено [10]:

Где  А„  коэффициент во дона сыщенн ости;  рп и Р„ — коэффициенты | пмасмости соответственно породы и связанной воды; Ар — величина • шьм-иия пластового давления, равная р0—р.

Иыражспие может быть легко преобразовано для любых условий

••ч ц,| нефтяных залежей. Варианты формул материального баланса

• ч ионных  условий  их  применения  при  естественных  режимах

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ, ГАЗА, ВОДЫ

Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти

Коэффициент сжимаемости (объемного упругого расширения неф­ти) Р„ характеризует интенсивность изменения ее объема под воз­действием давления:

       (164)