Задача 1

 

Определить на основе метода материального баланса:

1. 1)      начальные геологические запасы нефти G_Н - ?

2) текущую нефтеотдачу (h- ?) и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи (S_н -?) на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения P_н до текущего давления P_пл.

 

Решение

 

1. 1)      Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи

Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора

2. 2)      Составляем материальный баланс газа в залежи

 

, (1)

 

где DV_Г - оставшийся в залежи объем газа на момент времени, когда пластовое давление снизилось до величины P_пл, приведенный к текущему пластовому давлению :

 

;

 

G_гр – объем газа в залежи, находящийся в растворенном в нефти состоянии:

;

G_гс – объем газа в залежи, находящийся в свободном состоянии:

 

.

 

3) Решаем уравнение материального баланса (1) относительно G_н :

 

(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 G_н:

 

 

(3)

 

 

За рассматриваемый период коэффициент нефтеотдачи при снижении пластового давления от P_н до P_пл 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:

 

J_гш - ?; J_рг - ?; J_в - ?.

 

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:

 

;

 

;

 

.

 

1.5 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: P_ср= P_нас

 

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 q₀ = 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.

2. 3)      Нефтеотдача месторождения.