Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным о плотности газа

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 5

Определение объёмного коэффициента пластовой нефти по данным о плотности газа производится, если точный состав попутного нефтяного газа неизвестен.

Исходные данные:

ρ _г^в – плотность газа (по воздуху),

ρ – плотность нефти, т/м³,

Г– газовый фактор, м³/т,

Р – пластовое давление, мПа,

Т – пластовая температура, Т°С,

γ – плотность воздуха при нормальных условиях,

Т = 15, 5°С, Р = 0, 1 мПа.

При расчёте определяются:

1. Кажущаяся плотность газа в жидкой фазе – ρ _г^к (как отношение приращения массы нефти к приращению её объёма в результате растворения газа в нефти).

Кажущаяся плотность газа в жидкой фазе определяется по исходным данным (плотность газа по воздуху – ρ _г^в и плотность нефти – ρ ) из рисунка 4.9.

2. Масса газа, растворённого в 1 м³ нефти, кг

М_г = Г * ρ _г^в * γ

3. Объём гага в жидкой фазе, л

V_г = М_г / ρ _г^к

4. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/л

ρ _н = ( ρ * 1000 + М_г ) / ( 1000 + V_г ),

В полученное значение плотности пластовой нефти вводим поправки на:

а) сжимаемость жидкости (δ ₁),

б) тепловое расширение жидкости (δ ₂).

Поправки на сжимаемость жидкости (при Р) определяются из рис. 4.7.

5. Плотность нефти в пласте с учётом поправки на сжимаемость жидкости (δ ₁), кг/л

ρ _н^{δ 1} = ρ _н + δ ₁

Поправки на тепловое расширение (при Т) определяются из рисунка 4.8.

6. Плотность нефти в пласте с учётом поправки на тепловое расширение за счёт температуры, кг/л

ρ _н^{δ 2} = ρ _н^{δ 1} + δ ₂

7. Объём нефти в пластовых условиях, л

V = ( ρ * 1000 + М_г ) / ( ρ _н^{δ 2} ),

8. Коэффициент объёмного расширения нефти

b = V / V^*_H

где V^*_H – объём нефти на поверхности Земли, м³.

9. Коэффициент усадки нефти

E = ( b – 1 ) / b

10. Пересчётный коэффициент

Θ ₂ = 1 / b, или Θ ₂ = 1 – E

В формулу для подсчёта запасов нефти подставляется средняя арифметическая величина пересчётного коэффициента, определённого по двум методикам

Θ = ( Θ ₁ + Θ ₂ ) / 2

Коэффициент нефтеотдачи (η ) продуктивного пласта определяется отношением суммарной массы извлечённой нефти к начальному содержанию её в пласте по массе.

Пример расчёта параметров для подсчёта запасов нефти объёмным методом

Площадь нефтеносности определяется на подсчётном плане (см. рис. 4.2) по формуле планиметра

S=1/2∑ x_i(y_i+1-y_i-1); S=1/2∑ y_i(x_i-1-x_i+1);

где x, y – прямоугольные координаты каждого узла (вершины) многоугольника, описывающего контур пласта,

i = 1, 2, 3… - номер вершин полигона (рис. 4.10).

или в программах SURFER (v.11), PETREL, ArcView построением полигонов по контуру внешнего водонефтяного контакта

Рис. 4.10. Пример построенного полигона для определения его площади по формуле планиметра

Площадь нефтеносности определяется границами распространения нефти в пределах продуктивного пласта. Площадь ограничена линией, проведенной между внутренним и внешним контурами ВНК, и посчитана (с учетом масштаба 1: 25000) с помощью программы Surfer 11:

F = 480, 62 * 62500 = 30038750 (м²).

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h) определяется как средняя арифметическая величина, взвешенная по площади с помощью карты эффективных нефтенасыщенных толщин по формуле:

h = (h₁*f₁ + h₂*f₂ + h₃*f₃ + … + h_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n),

где h₁; h₂; h₃; … h_n – средние эффективные нефтенасыщенные толщины пласта между смежными изопахитами, соответствующие участкам от 1 до n (м);

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка, ограниченные соседними изопахитами (м²). Определены с помощью Surfer 11.

Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m) характеризуется отношением объёма сообщающихся пор в породе к объёму породы.

При подсчёте запасов нефти используется средняя величина открытой пористости, которая рассчитывается как средняя арифметическая взвешенная по площади величина на карте эффективной открытой пористости по формуле:

m’ = (m₁*f₁ + m₂*f₂ + m₃*f₃ + … + m_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n),

где m₁; m₂; m₃; …; m_n – пористость на каждом отдельном участке;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка с одинаковой пористостью (м²).

m’ = [21 * 541875 + 20 * (2806250 – 541875) + 19 * (9785626 – 2806250) + 18 * (19329375 – 9785625) + 17 * (31573125 – 19329375)] / 32775625 = 17, 37

Коэффициент эффективной (открытой) пористости

Коэффициент нефтенасыщенности пород (β ) выражает отношение объёма содержащейся в породе нефти к суммарному объёму пор.

Этот коэффициент определяется через процентное содержание связанной воды в породах (К_в), т.е.

β = 1 – К_в/100,

где β – коэффициент нефтенасыщенности;

К_в/100 – коэффициент водонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности (К_в/100) зависит от типа пород–коллекторов и их проницаемости и рассчитывается по кривым зависимости содержания связанной воды от проницаемости породы для каждого типа коллекторов. В данном случае преобладают среднезернистые пески с размером частиц 0, 25-0, 1 мм. Средняя проницаемость 638*10^{-15 м3}. Кв = 23%. β = 1 – 23/100 = 0, 77.

Плотность нефти на поверхности задана изначально и равна 0, 860 т/м³.

Прежде чем определять пересчетный коэффициент, необходимо рассчитать объемный коэффициент пластовой нефти, который учитывает различие свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, обусловленное наличием в пластовой нефти растворенного газа. Объемный коэффициент рассчитывался по данным фракционного состава газа. Исходными данными являлись плотность нефти на поверхности, газовый фактор, пластовое давление, температура пласта, содержание газа по данным анализа в долях единиц. При расчете определялись содержания отдельных компонентов нефти при указанном газовом факторе, объемное содержание компонентов нефти на 1 м³ нефти, массы компонентов газа, объем компонентов газа в жидкой фазе, масса компонентов от пропана и выше, объем компонентов от пропана и выше, плотность смеси от пропана и выше, процентное содержание этана в смеси УВ этан+высшие, плотность смеси этан+высшие, процентное содержание метана в смеси метан+высшие. Была определена плотность пластовой нефти с поправками на сжимаемость жидкости и тепловое расширение пластовой нефти, затем ее объем. Используя полученные значения, был вычислен коэффициент объемного расширения нефти и коэффициент усадки нефти. После этого был определен пересчетный коэффициент.

Коэффициент нефтеотдачи определяется с учетом режима залежи. В данном случае режим упруговодонапорный, соответственно, коэффициент нефтеотдачи равен 0, 6.

С учетом полученных значений извлекаемые запасы нефти составляют:

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

П. Джонсу [],

а кривые 4, 5, 6, 7 – по С. Заксу []

Гаусс – Крюгер

Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., Недра, 1981

И.И. Нестеров, В.Б. Васильев, А.М. Волков и др. Теория и практика разведки месторождений нефти и газа. М., Недра 1985

М.Ю. Хакимов, А.П. Рыжков. Методические указания к лаюораторным работам по курсу «Нефтепромысловая геология, подсчёт запасов и геологические основы разработки месторождений нефти и газа». Для студентов IV курса специальности «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых». М.: Изд–во УДН. 1988. 64 с.

Приложение 1.

ПРИНЦИПЫ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

Как в Российской Федерации, так и за рубежом используются

Приложение 2.

Приложение 3.

Способы определения площадей сложных фигур.

СОДЕРЖАНИЕ

Лабораторная работа № 1.

ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО МАТЕРИАЛАМ ДОКУМЕНТАЦИИ БУРОВЫХ СКВАЖИН.

Лабораторная работа № 2.

ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ СПОСОБОМ ПРЯМОЙ ИНТЕРПОЛЯЦИИ И МЕТОДОМ СХОЖДЕНИЯ.

Лабораторная работа № 3.

ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА, ИЗОПАХИТ И ЭФФЕКТИВНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН.

Лабораторная работа № 4.

ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ.

⇐ Предыдущая 1 2 3 45