2.2 Підрахунок запасів родовища нафти статистичним методом за кривими падіння видобутку.

Суть метода: використовуються закономірні зміни поточного та накопиченого (сумарного) видобутку нафти та (або) обводнення покладів. Тобто, оперують емпіричними кривими зміни видобутку або характеристиками витіснення.

Далі їх екстраполюють в часі до значень граничних рентабельних дебітів та граничного обводнення продукції.

Використовують водночас криві падіння поточного видобутку та криву накопиченого видобутку. Вони апроксимуються характеристичними функціями, які апроксимують точки розрахунку дебітів за методом найменших квадратів.

За статистичним даними про видобуток нафти за минулі роки встановлюють закономірність зміни дебіту залежньо від певних факторів, наприклад згущування сітки свердловин, градієнту падіння тиску тощо.

Знаючи початковий дебіт кожної свердловини і темп падіння видобутку в часі, можна за кривими визначити передбачуваний для видобутку запас залишкової нафти. Залишкові видобувні запаси нафти Q н зал визначаються за формулою, яка зв`язує логарифм дебіту та час з початку розробки (у викладенні [4] з доповненнями):

де Q_н.зал – шукана величина, а саме залишкові видобувні запаси нафти на кінець розробки покладу, т; q_о – початковий річний видобуток нафти, т; q_н – кінцевий річний видобуток нафти, т; D – миттєве падіння видобутку нафти.

Значення 2,3 lg(1-D) відповідає нахилу прямої в координатах lgq і t. Воно визначається на основі фактичних результатів розробки досліджуваних покладів, апроксимованих способом найменших квадратів.

Час t_зал, необхідний для вилучення залишкових запасів нафти, розраховується за формулою:

Метод підрахунку видобувних запасів нафти, який грунтується на використанні залежності накопиченого видобутку Q_н від часу розробки t, запропоновано О.В. Копитовим у 1970 р. Він заснований на тому, що в системі координат Q_н i t ця залежність трансформується у пряму лінію: Q_нt = at – в. Кутовий коефіцієнт а визначає місце перетинання прямої з віссю t (час завершення вироблення залишкових запасів). Відлік Q_нt по осі ординат на час підрахунку запасів дає величину залишкових видобувних запасів нафти.

2.3 Визначення розчинності вуглеводневих газів в прісній та мінералізованій воді.

Вихідні дані:

Варіант	Глибина	Температура поверхні	Мінералізація	Пластовий тиск
	D	T	C	p
	фути	F	ч.н.млн	фунт/дюйм2
6	6900	72,6	79000	3200

Хід роботи:

• Приймаєм геотермічний градієнт рівним 1°F/100 футов глубины (18°С/км). Використовуючи рівність зв’язку пластової температури Tf c температурою на поверхні Тs через температурний градієнт D. Оцінюю пластову температуру (Т_f):

Т_f = 72,6 +(1 °F/100) 6900 = 141,6 °F (60,9 °С).

• Використовуючи діаграму 2.14, щоб отримати розчинність газу у чистій воді.

Отримую R_wр = 16,3 фут³/барр (2,9 м³/м³). Використовуючи інтерполяцію, визначаю поправочний коефіцієнт за соленість (X_с ) для температуры 141,6°Р (60,9°С), користуючись відповідною таблицею 2.4 (Х_с = 53,6).

• Значення розчинності вуглеводневого газу у солоній воді отримуємо за формулою:

R_в = 2,9[1 – 53,6(79 000 х 10^-7)] = 1,672 м³/м³.

R_в =1,672 м³/м³.

Тож кінцевий результат має такий вигляд:

Варіант	Гли бина	Температура поверхні	Мінералізація	Пласт. тиск	Геотермічний градієнт	Коригуючий коефіцієнт за солоністю води	Розчинність газу в чистій воді	Розчинність газу в солоній воді
	D	T	C	p	Тf	Xc	Rwp	Rв

Білет 3