Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора
2) 2) Составляем материальный баланс газа в залежи
, (1)
где DVГ - оставшийся в залежи объем газа на момент времени, когда пластовое давление снизилось до величины Pпл, приведенный к текущему пластовому давлению :
;
Gгр – объем газа в залежи, находящийся в растворенном в нефти состоянии:
;
Gгс – объем газа в залежи, находящийся в свободном состоянии:
.
3) Решаем уравнение материального баланса (1) относительно Gн :
(2)
Введем обозначение:
Этот коэффициент можно условно назвать двухфазным объемным коэффициентом. Он характеризует изменение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего пластового до атмосферного. Получим расчетную формулу для определения Gн:
(3)
За рассматриваемый период коэффициент нефтеотдачи при снижении пластового давления от Pн до Pпл составил
Определим значение текущей нефтенасыщенности на конец указанного периода:
.
ЗАДАЧА 2
Для условий предыдущей задачи оценить влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти и газа:
|
|
|
Jгш - ?; Jрг - ?; Jв - ?.
Используя решение предыдущей задачи выразить и определить:
1) Начальные геологические запасы нефти в залежи при отсутствии в залежи газовой шапки (при разработке залежи за счет энергии растворенного газа и активной пластовой воды) (G1 - ? ).
2) Начальные геологические запасы нефти в залежи при отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды (при разработке залежи за счет энергии растворенного газа) (G2 - ?).
РЕШЕНИЕ
В выражении (3) для начальных геологических запасов нефти первое слагаемое в числителе выражает пластовой объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении:
Следовательно можем определить долю участия отдельных видов энергии в общей добыче из залежи:
;
;
.
Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме
Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: Pср= Pнас
|
|
|
| Радиус контура нефтенос- Ности | R [м] | 3*103 | 2.9*103 | 3.2*103 |
| Давление насыщения | PНАС[Мпа] | 8 | 8.5 | 9 |
| Пористость пород пласта | m | 0.25 | 0.25 | 0.25 |
| Толщина пласта | h [м] | 25 | 22 | 20 |
| Насыщенность пласта связанной водой | SСВ | 0.05 | 0.05 | 0.05 |
| Коэффициент охвата пласта разработкой | h2 | 0.8 | 0.85 | 0.8 |
| Плотность нефти | r2 [т/м3] | 0.85 | 0.85 | 0.85 |
| Плотность газа в атм. усл. | r1АТ[т/м3] | 0.85*10-3 | 0.85*10-3 | 0.85*10-3 |
| Кажущаяся плотность газа | r1К[т/м3] | 0.3 | 0.3 | 0.3 |
| Коэффициент растворимости газа в нефти | a[т/(т·Па)] | 8.5*10-9 | 8.5*10-9 | 8.5*10-9 |
| Среднее отношение коэффи-циентов сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлении | jСР | 0.9 | 0.9 | 0.9 |
| В течение 10 лет отбор нефти из месторождения составляет | qн [м3/год] | 1.5*106 | 1.4*106 | 1.5*106 |
Отбор газа из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону:
[м3/год] при 
года
[м3/год] при 
лет,
где q 0 = 120*106 , b = 42*106 .
Определить какими будут через 10 лет после начала разработки:
|
|
|
1) Значение средепластового давления.
2) Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного
разработкой.
3) 3) Нефтеотдача месторождения.
РЕШЕНИЕ
1) 1) Определим объем пласта, охваченный разработкой
В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:
; 
; (1)
где N 01 , N 02 - начальные массы газа и нефти в пласте.
Из приведенных соотношениий получим:
2) 2) Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени
разработки пласта исходя из условия задачи может быть определена следующим образом:
;
Полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи:
; при года
.
при лет
3) 3) Изменение во времени ср. пластового давления в пласте исходя из материального баланса веществ в пласте в целом описывается квадратным уравнением:
|
|
|
;
где
; 
; 
,
где: N 1 - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти. N 2- полная масса дегазированной нефти в пласте.
Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:
(2)
Для того, чтобы определить какой из корней справедлив обозначим функцию
и продифференцируем ее: 
Если 
, то справедлив меньший корень.
Если 
, то справедлив больший корень.
4) 4) Для определения справедливого корня в соотношении (2) величину:
следует вычислять при PСР = PНАС , то есть в момент начала разработки пласта.
5) 5) Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:
,
Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой будет определяться как отношение:
.
6) 6) Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 681; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!