5.2 Порядок побудови карти контурів нафтогазоносності покладу з нахиленими внк та гнк та карти ефективних нафтогазонасичених товщин пласта.

Положення контактів визначається кількома способами. В першому використовують криві фазової проникності для води, нафти і газу, які зв`язані з капілярними тисками і товщинами перехідних зон (рисунок 15.10 [1]). Границі відповідають рівням притоків чистих флюїдів. Спосіб застосовується у випадках товщин перехідної зони до 1–2 м.

Другий спосіб приймають у випадках значних товщин перехідних зон. Він враховує глибини появи рухливої нафти (або водонафтової емульсії) і газоводяної суміші (відповідно рівні III та II на рисунку 15.10).

Відмітимо, що ВНК та ГВК мають вигляд горизонтальних площин лише в ідеальному випадку. А зачасту напір і рух вод в певному напрямку призводить до нахилу площини контакту відносно горизонтального положення і до зміщення покладу в плані. При цьому первинно двохфазні поклади, наприклад газу з нафтовою облямівкою, можуть відокремлюватись (рисунок 15.11 [6]). Така ситуація, встановлена по палеореконструкціях, може спостерігатись і в процесі розробки в режимі заводнення.

Перетинання ліній ВНК, ГВК і ГНК з покрівлею та підошвою пласта-колектора називають відповідно зовнішнім та внутрішнім контуром нафтогазоносності. Якщо контакти нахилені, використовують метод збіжності. Він виправдовує себе в умовах незначної кількості свердловин, де визначена глибина контакту. Суміщають карту поверхні контакту з структурною картою продуктивного горизонту. Обидві карти будуються з одним перерізом ізоліній. Однакові перерізи карт дозволяють з мінімальною похибкою провести контури нафтогазоносності в місцях перетинання однойменних ізогіпс (рисунок 15.12 [7]).

Контури нафтогазоносності багатопластового родовища з невитриманими товщинами пластів та з літологічними заміщеннями визначають накладанням окремих карт контактів по кожному горизонту. Одержують границі окремих покладів і зовнішній контур нафтогазоносності в плані, який має складну геометричну форму.

5.3 Обчислення питомої ваги, об`ємного коефіцієнта та усадки нафти для пластових умов.

Об’ємний коефіцієнт пластової нафти – кількісна характеристика зміни об’єму пластової нафти, що являє собою відношення об’єму пластової нафти до об’єму розгазованої нафти за зміни термобаричних умов від пластових до стандартних; він не є постійною величиною і залежить від виду процесу розгазування (сепарації). Збільшення пластового тиску до тиску насичення призводить до збільшення кількості розчиненого у нафті газу і як наслідок до збільшення величини об'ємного коефіцієнта.

Питома вага газонасиченої нафти залежить від складу вуглеводнів, вмісту смолистих і асфальтових домішок, а також від кількості розчиненого в ній газу.

Питома вага нафти закономірно збільшується зі стратиграфічної глибиною. Ця закономірність чітко виражена на кожному нафтовому родовищі і характерна для всієї області в цілому.

Коефіцієнт стисливості пластової нафти – кількісна характеристика об’ємної пружності пластової нафти, що являє собою відношення відносної зміни об’єму пластової нафти за її ізотермічного стиснення (роз-ширення) до приросту тиску Δp: ΔV/VоΔp де V0 – початковий об’єм.

Метою даної лабораторної роботи визначення питомої ваги нафти в пластових умовах, коефіцієнт зміни об`єму нафти, що насичена газом в пластових умовах, та усадку нафти після дегазування її на поверхні.

Усадка нафти – це зменшення обсягу нафти при підйомі її на поверхню внаслідок дегазації і зниження температури.

Vпл - Vн / Vпл = 1 - 1 / b, де:Vпл і Vн - обсяги нафти відповідно в пласті і на поверхні; b - об'ємний коефіцієнт пластової нафти.

П А Р А М Е Т Р И
Гн, т/м3– густина проби нафти при 20 С	Гг- питома вага газа по повітрю в тих же умовах	Gо, м3/т– Газовий фактор	Pп, 105 Па– Пластовий тиск	ТС– пластова температура