Характеристика продуктивных пластов и насыщающих их флюидов

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УПРУГИХ СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ И ПОРОДЫ

Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, ограниченная контуром нефтеносности и площадью F, окружена кольцевой законтурной водонапорной областью с площадью F ₁. В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось от начального пластового давления до давления насыщения. За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину ∆Р₁.

Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и законтурной части пласта. Исходные данные приведены в таблице 6.1.

1. Коэффициент сжимаемости нефти определяется через начальный объем нефти в залежи V_но и объем нефти при давлении насыщения V_н1 (в итоге используем определение объемного коэффициента b):

                             (6.1)

2. Коэффициент упругоемкости пласта (или сжимаемости пористой среды внутри контура нефтеносности) учитывает суммарную сжимаемость насыщающих ее жидкостей – нефти с насыщенностью (1-S) и воды с насыщенностью S, а также сжимаемость породы [3]:

             (6.2)

3. Используя коэффициент  и объем залежи V _зал, вычислим объем нефти, извлекаемой под действием упругих сил внутри контура нефтеносности F :

V _зал ∙ = ∙(F ∙ h)∙( )          (6.3)

4. Подсчитаем начальные запасы нефти в залежи:

=F∙h∙m∙(1-S)/                                       (6.4)

5. Вычислим нефтеотдачу, обусловленную действием только упругих сил внутри контура нефтеносности F :

                                                                            (6.5)

6. Падение давления в пределах контура нефтеносности F нарушит равновесие в пласте, поэтому часть воды под действием упругой энергии законтурной части пласта F ₁ поступит в нефтеносную область. Коэффициент упругоемкости (сжимаемости) пористой среды в законтурной обводненной части пласта F ₁ учитывает суммарную сжимаемость породы и насыщающей ее воды:

                            (6.6)

7. Используя коэффициент  , найдем количество воды , которое поступит в нефтеносный контур F и вытеснит равную по объему нефть под действием упругих сил при изменении давления ∆Р₁ в законтурной части пласта F ₁:

V ₁ ∙∆Р₁ = ∙(F ₁ ∙ h)∙∆Р₁                (6.7)

8. Вычисляется нефтеотдача, обусловленная суммарным действием упругих сил:

                                                                 (6.8)

Таблица 6.1

Исходные данные

Наименование исходных параметров	Обозначение, размерность	Значение
		1	2	3	4
Площадь залежи в пределах контура нефтеносности	F, км2	12	11	13	15
Площадь кольцевой законтурной водонапорной области	F 1, км2	120	130	140	160
Толщина пласта внутри контура нефтеносности и в законтурной части	h, м	12	11	13	15
Проницаемость пород пласта в нефтеносной части и за контуром нефтеносности	k, м2	0,5∙10-10	0,6∙10-10	0,7∙10-10	0,8∙10-10
Вязкость нефти в пластовых условиях	µн, мПа∙с	1,63	1,55	1,71	1,66
Вязкость воды	µв, мПа∙с	1	1	1	1
Пористость породы	m	0,22	0,21	0,23	0,24
Начальный коэффициент водонасыщенности нефтеносной части пласта	S	0,2	0,19	0,21	0,18
Коэффициент сжимаемости пор в породе пласта	βп, 1/МПа	2∙10-4	2∙10-4	2∙10-4	2∙10-4
Коэффициент сжимаемости воды	Βв, 1/МПа	4,2∙10-4	4,2∙10-4	4,2∙10-4	4,2∙10-4
В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось: Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 878; Мы поможем в написании вашей работы! Поделиться с друзьями: ⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒ Мы поможем в написании ваших работ! . . © 2014-2024 — Студопедия.Нет — Информационный студенческий ресурс. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав (0.061)