Лекции.ИНФО


Расчёт величин эффективных нефтенасыщенных толщин



 

Например:

Площадь участка f1 между изопахитами 0 – 5 м

 

h1 = N ( n0 – n5 ) ,

 

где N – цена деления планиметра с учётом масштаба структурной карты;

n0 – число делений планиметра вдоль внешнего контура нефтеносности (изопахита с величиной, равной 0 метров);

n5 – число делений планиметра вдоль внутреннего контура нефтенос–ности (изопахита с величиной, равной 5 метров);

h1 – средняя взвешенная величина изопахиты 2,5 м (от 0 до 5 м).

Площадь участка f2 между изопахитами 5 – 10 м

 

f2 = N ( n5 – n10 ) ,

 

n10 – число делений планиметра вдоль внутреннего контура нефтенос–ности (изопахита с величиной, равной 10 метров);

h2 – средняя взвешенная величина изопахиты 7,5 м (от 5 до 10 м).

Площадь участка f3 между изопахитами 10 – 11,2 м

 

f3 = N n10 ,

 

n10 – число делений планиметра вдоль внутреннего контура нефтенос–ности (изопахита с величиной, равной 10 метров);

h3 – средняя взвешенная величина изопахиты 10,6 м (от 0 до 5 м).

 

Рис. 4.2. подсчётный план пласта (А) и карта его эффективных нефтенасыщенных толщин (Б).

 

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 (рис. 4.3) по формуле:

 

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

 

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

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

При малом количестве фактических данных об открытой пористости продуктивного пласта величина пористости определяется по формуле:

 

m’ = (m1 + m2 + m3 + … + mn) / ( n ) ,

 

Коэффициент эффективной (открытой) пористости

 

m = m’ / 100

 

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 (Кв), т.е.

 

β = 1 – Кв /100,

 

где β – коэффициент нефтенасыщенности;

Кв /100 – коэффициент водонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности (Кв /100) зависит от типа пород–коллекторов и их проницаемости и рассчитывается по кривым зависимости содержания связанной воды от проницаемости породы для каждого типа коллекторов (рис. 4.4).

В свою очередь, как известно, тип пород–коллекторов характеризуется геометрией порового пространства, смачиваемостью пористой среды и т.д. и определяется по максимальному содержанию отдельных фракций в породе (табл. 4.2 в исходных данных – смотри выше).

Зная тип коллекторских пород и характерную для них среднюю арифметическую величину проницаемости, находим количество связанной воды (см. рис. 4.4). После определения содержания связанной воды рассчитывается коэффициент нефтенасыщенности по формуле:

 

β = 1 – Кв /100,

где Кв – количество связанной воды (%).

 

 

 

Рис. 4.3. Карты эффективной (А) и абсолютной (Б) пористости продуктивного пласта.

 

Рис. 4.4. Зависимость содержания связанной воды от проницаемости горных пород.

1 – мелкозернистые пески; 2 – среднезернистые пески; 3 – крупнозернистые пески, известняки и доломиты; 4,5 – песчаники различных участков месторождения Туймазы; 6 – известняки месторождения Ново–Степановка; 7 – известняки месторождения Карташёво (кривые 1, 2, 3 даны по П. Джонсу [], а кривые 4, 5, 6, 7 – по С. Заксу [])

 

 

Прежде чем приступить к расчёту плотности нефти ( ρ ) и пересчётного коэффициента ( θ ), необходимо рассчитать объёмный коэффициент пластовой нефти (b).

Объёмный коэффициент пластовой нефти (b или β) учитывает различие свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, которое обусловлено наличием в пластовой нефти растворённого газа Cn H2n+2 . Он показывает, какой объём в пластовых условиях занимает 1 кубический метр сепарированной нефти, взятый при стандартных условиях.

Объёмный коэффициент пластовой нефти вычисляется расчётным путём двумя алгоритмами:

1) по фракционному составу попутного нефтяного газа;

2) по данным о плотности газа.

Исходные данные для определения объёмного коэффициента пластовой нефти сведены в таблицу 4.4 варианта задания (смотри выше).

 

 









Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 207;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная