Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 16 )

  (179)

  (180)

Можно составить систему трех уравнений:

=-cN1; =- cN2; =-cN3  (181)

в этой системы уравнений неизвестны и С

Для нахождения величины С составляется система двух новых уравнений. Первое равно сумме исходных уравнений

3=У-c У

Второе получается в результате умножения каждого из трех уравнений (181)  на соответствующее и почленного их сложения:

У= У-с У

Решив систему этих уравнений, получим:

С=( 3У- с У ) / [3 У  -( У )2]  (182)

Подставив полученное  значение в любое из уравнений (181), можно определить запасы залежи без определения величины внедрившейся в пласт воды.

Модификации метода материального баланса для подсчета запасов нефти

Способ

Этот способ основан на использовании  нефтеотдающей емкости и применяется для подсчета запасов нефти в таких залежах, оценка объема которых  из-за отсутствия  сведений о начальном положении  ВНК не представляется возможной, а в начальный период разработки, предшествующий обводнению, режим близок к замкнуто-упругому.

Количество добытой нефти в этот период при хорошей гидродинамической связи вмещающих пород определяется только  величиной продуктивного объема залежи V3, коэффициентом упругоемкости , снижением пластового давления и выражается зависимостью (175), имеющей линейный характер (см. рис. 81, 82) Для прямолинейного участка зависимости начальный продуктивный объем залежи будет равен

  (183)

Подсчет балансовых запасов нефти предлагает осуществлять с использованием обычной формулы подсчета запасов нефти объемным методом, в которой вместо V3 подставлены значения QH,, b и :

QH0= QHbKпуст. о Кн./ b0

Коэффициент упругоемкости (3* для залежей, приуроченных к коллекторам перового типа, определяется по формуле

=

где — коэффициент сжимаемости среды; — коэффициент сжимаемости насыщающей среду жидкости.

Коэффициенты могут быть определены экспериментально по данным лабораторных исследований кернов и жидкостей.

В коллекторах трещинного и трещинно-кавернового типов с практически непроницаемой матрицей коэффициент по кернам определить нельзя, поэтому коэффициент в этом случае целесообразно рассчитывать с использованием результатов исследования залежей:

  (185)

где K:вт пуст — коэффициент вторичной пустотности, доли единицы; Kн. вт. пуст — коэффициент нефтенасыщенности вторичных пустот, доли единицы; з — коэффициент сжимаемости зерен породы.

Способ

Замкнуто-упругий режим существует лишь при условии р>рнас. Объемные коэффициенты b0 и b могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения bнас:

b0 = bнас [1-H (р0 - рнас)];        (186)

Ь = bнас[1-H (р-рнас)];        (187)

Тогда уравнение (160) примет следующий вид:

  (188)

При замкнуто-упругом режиме внедрения пластовых вод в пределы мисжи не происходит, величина (W-w) л=0 и ею можно пренебречь. Мочальные балансовые запасы нефти рассчитываются с использовани­ем ураннения (188). В случае работы залежи в условиях упруговодонапорного режима запасы нефти, рассчитанные по этому уравнению, будут превышать истинные на величину, зависящую от(W-w) л и По-существу