Характеристика исходных данных

При всех выводах уравнений материального баланса примем следующие обозначения:

– балансовый (начальный) запас нефти в объемах при стандартных условиях;

– на копленная добыча нефти в объемах на дату составления уравнения баланса при стандартных условиях.

r – число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем пластовом давлении p ( на дату составления уравнения баланса) и замеренного при стандартных условиях.

– число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем начальном пластовом давлении p0 и замеренного при стандартных условиях;

b – однофазный объемный коэффициент пластовой нефти на дату расчета (при растворении в нефти r м3 газа при давлении p на дату расчета);

– однофазный объемный коэффициент пластовой нефти на начало разработки (при растворении в нефти r0 м3 газа при начальном давлении p0 ) ;

v - объемный коэффициент пластового газа при давлении на дату расчета, согласно формуле:

– объемный коэффициент пластового газа при давлении p0 на начальную дату (имеет то же выражение, что и v1 но при давлении p0)

rp – средний газовый фактор за период добычи Qн объемов нефти (т.е. за период падения давления от p0 до p), отнесенный к стандартным условиям, определяется как частное от деления накопленной добычи газа на накопленную добычу нефти (Qн) на дату расчета;

Qr – первоначальный запас свободного газа в газовой шапке в объемах при стандартных условиях;

δ – отношение объема газа, находящегося в газовой шапке (в пластовых условиях), к объему нефти с растворенным в ней газом (тоже в пластовых условиях). При постоянной мощности пласта это отношение равно частному от деления площади, ограниченной контуром газоносности, к площади нефтеносности, расположенной между контурами водоносности и газоносности:

, откуда можно

, ;

W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p, замеренное при стандартных условиях;

w – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p1 замеренное при стандартных условиях;

b1 – двухфазный объемный коэффициент совместно пластовой нефти и газа (нефтегазовой смеси), учитывающий изменение единицы объема нефти при контактном методе ее исследования путем снижения давления от p0 до p. В этом случае при снижении давления от p0 до p из нефти выделяется r0-r объемов газа, который при давлении p, находясь в контакте с нефтью, занимает объем (r0-r)v; тогда двухфазный коэффициент получит следующее выражение:

В связи с указанными определениями объемных коэффициентов пластовой нефти необходимо иметь в виду, что однофазный коэффи­циент пластовой нефти изменяется прямо пропорционально измене­нию пластового давления, а двухфазный коэффициент изменяется обратно пропорционально изменению пластового давления (за счет своей газовой фазы), т. е. с увеличением давления уменьшается и с уменьшением пластового давления увеличивается.

Величины, необходимые для применения

При применении метода материального баланса должны быть определены следующие величины.

1.Накопленная добыча нефти ( ) на дату расчета в , т. е. вся добытая нефть с начала разработки на дату расчета.

2.Количества объемов газа, растворенных в 1 нефти на на­чало разработки ( ) и на дату расчета (r), в / .

Эти величины определяют либо в лаборатории в отобранных глубинных пробах пластовой нефти, либо по имеющимся в лите­ратуре графикам растворимости газа в нефти в зависимости от средних пластовых давлений.

3.Средний газовый фактор ( ), который определяется за весь период разработки на дату расчета как частное от деления накоп­ленной добычи газа на накопленную добычу нефти

4.Объемные коэффициенты пластовой нефти на начало разра­ботки ( ) и на дату расчета (b).

5.Объемные коэффициенты пластового газа на начало разработки (v) и на дату расчета (v).

6.Двухфазный объемный коэффициент пластовой нефти ( )

7.Доля газоносной части пласта ( ) по отношению к объему нефтеносной части пласта. При постоянстве мощности продуктивного пласта в пределах всей площади величина равна отношению газо­носной площади пласта к нефтеносной.

8.Вошедшая в пласт вода (W).

9.Добыча воды (w) определяется с начала разработки в .

Динамические коэффициенты ( ) определяются для средних пластовых давлений, которые вычисляются по состав­ленным картам изобар.

Согласно Инструкции при подсчете запасов методом материаль­ных балансов необходимо иметь:

а) данные лабораторных исследований о растворимости газа в нефти и изменении в связи с этим объема нефти в пластовых усло­виях при различных давлениях;

б) данные об изменении объема углеводородных газов при различ­ных давлениях с учетом отклонения их от законов идеальных газов;

в) сведения о контурах газоносности и нефтеносности, а также данные о среднем газовом факторе;

г) сведения о добыче нефти, газа и воды с начала разработки горизонта (суммарно и по месяцам);

д) сведения о режиме работы горизонта и данные о динамике изменения пластовых давлений, а также все исходные данные для составления карт изобар.