Лекции.ИНФО


Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным о плотности газа



 

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

Исходные данные:

ρгв – 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 – ρгк (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 – ρгв и плотность нефти – ρ ) из рисунка 4.9.

 

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

 

Мг = Г * ρгв * γ

 

3. Объём гага в жидкой фазе, л

 

Vг = Мг / ρгк

 

4. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/л

 

ρн = ( ρ * 1000 + Мг ) / ( 1000 + Vг ),

 

В полученное значение плотности пластовой нефти вводим поправки на:

а) сжимаемость жидкости (δ1),

б) тепловое расширение жидкости (δ2) .

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

 

5. Плотность нефти в пласте с учётом поправки на сжимаемость жидкости (δ1), кг/л

 

ρнδ1 = ρн + δ1

 

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

 

ρнδ2 = ρнδ1 + δ2

 

7. Объём нефти в пластовых условиях, л

 

V = ( ρ * 1000 + Мг ) / ( ρнδ2 ),

 

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

 

Θ2 = 1 / b , или Θ2 = 1 – E

 

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

 

Θ = ( Θ1 + Θ2 ) / 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∑xi(yi+1-yi-1); S=1/2∑yi(xi-1-xi+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 + … + hn*fn) / (f1 + f2 + f +3 … fn),

 

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

f1 + f2 + f +3 … fn – 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 + … + 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).

 

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 (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. 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.

 

 









Читайте также:

  1. D. Правоспособность иностранцев. - Ограничения в отношении землевладения. - Двоякий смысл своего и чужого в немецкой терминологии. - Приобретение прав гражданства русскими подданными в Финляндии
  2. I. АНАЛИЗ И ПОДГОТОВКА ПРОДОЛЬНОГО ПРОФИЛЯ ПУТИ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЯГОВЫХ РАСЧЕТОВ
  3. I. Дополните предложения данными словами. Переведите предложения на русский язык.
  4. IV. Расчет потребности в материальных ресурсах.
  5. IV.1.1.3. Вычисление коэффициента вариации
  6. VI. Расчет параметров цепной передачи
  7. VI. Центральные СКВ. Расчет и подбор оборудования. Компоновка кондиционера
  8. XIII. РАЗРАБОТКА ПЛАСТОВ, ОПАСНЫХ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ (ПОРОДЫ) И ГАЗА, И ПЛАСТОВ, СКЛОННЫХ К ГОРНЫМ УДАРАМ
  9. А. Изображение мнимое. Б. Линза рассеивающая. В. Изображение уменьшенное. Г. В расчетах ошибка. Д. Линза собирающая. Е. Изображение увеличенное.
  10. Абсорбционный способ осушки газа
  11. Адсорбционный способ осушки газа
  12. Аккредитив как форма международных расчетов


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


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