Расчет показателей разработки нефтегазового месторождения методом материального баланса
Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УгВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УгВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается. Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УгВ.
За основу вывода уравнения материального баланса принимается одно из двух следующих положений:
1. постоянство суммы добытых и оставшихся в недрах углеводородов (сохранения материи);
2. постоянство объема пор, первоначально занятых нефтью и газом.
Формула для подсчета запасов нефти имеет следующий общий вид:
Q =
,
где Q –
балансовые запасы нефти, т; 
Qн –
накопленная добыча нефти, т; b1 –
двухфазный объемный коэффициент
совместно пластовой нефти и газа,
учитывающий изменение единицы объема
нефти при контактном методе ее
использования путем снижения давления
от p0 до p; b0 –
однофазный пластовый коэффициент
пластовой нефти на начало разработки; rp –
средний газовый фактор за период
добычи Qнобъемов
нефти, отнесенный к стандартным
условиям; r0 –
число объемов газа, растворенного в
одном объеме нефти при среднем начальном
пластовом давлении; 
–
объемный коэффициент пластового газа
при давлении p на дату расчета,
равный 
=0,00351z
(z =
–
коэффициент сжимаемости);
0 –
объемный коэффициент пластового газа
при давлении p0 на начальную дату
δ–отношение
объема газовой шапки (в пластовых
условиях) к объему нефти с растворенным
в ней газом; W –
количество вошедшей в пласт воды в
объемных единицах за период падения
давления от p0 до p (при
стандартных условиях); ω –
количество добытой воды в объемных
единицах за период падения давления
отp0 до p (при
стандартных условиях).
Упругий режим. Если из залежи с начальными запасами Qн0 отобрано Qн нефти, то объем нефти, оставшийся в залежи (Qн0 – Qн)b (b – объемный коэффициент пластовой нефти), будет определяться разницей между текущим объемом пор Vп –Vп0(1–βпΔρ) и объемом расширившейся связанной воды Vв –Vп0 κв(1 + βпΔρ), где Vп0 – общий начальный объем пор залежи, κв – коэффициент водонасыщенности. Уравнение материального баланса будет иметь вид:
(Q н0 – Qн)b =V п0 (1 – βпΔρ) –V п0 κв (1 + βвΔρ)
Так как
Q н0 b = V п0 (1 – κв),
то, разделив на и выразив
bo/b=1 + βпΔρ,
получим
Q
н0
=
Этим выражением можно пользоваться только для подсчета запасов в терригенном и карбонатном коллекторах. Его можно существенно упростить, если βв = 0 и κв = 0.
Тогда
Q
н0=
В
несколько измененном виде эта формула
применима для подсчета запасов нефти
в наиболее сложном трещиновато-кавернозном
карбонатном коллекторе. В таком коллекторе
нередко нефть находится во вторичных
пустотах, а первичные поры матрицы
насыщены водой. Вместе с тем водонасыщенность
вторичных пор близка к нулю. Исходя из
сказанного, получаем:
Qн0=
,
где βв.п – коэффициент сжимаемости вторичных пустот, равный 0,1 Мпа-1.
Упруговодонапорный
режим. Если
из залежи отобрано Qн
нефти и W΄
воды, то объем оставшейся нефти при
текущем давлении p
будет определяться разницей между
суммой текущего объема пор и отобранной
воды W΄λ
(λ
– объемный коэффициент пластовой воды)
и суммой объемов расширившейся связанной
воды и внедрившейся в залежь воды Wλ,
т.е.
(Qн0-Qн)b=
где W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях);
После
преобразования получим:
Qн0=
где ω – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях).
Формула,
характеризующая работу залежи на режиме
растворенного газа,
имеет вид:
Qн0=Qн
Точность
рассмотренных формул материального
баланса в значительной мере зависит от
качества и регулярности наблюдений за
отборами нефти, газа и воды, а также за
изменением пластового давления. Для
расчета Δp
необходимо составлять карты изобар
pпр,
и по ним определять текущее средневзвешенное
пластовое давление. Величина Δpi
равна разности pпр
– pi.
Для неоднородного коллектора учитывается
средневзвешенное давление, определяемое
взвешиванием его по объему.
К
недостаткам метода материального
баланса относятся следующие недостатки:
1) не учитываются изменения свойств флюидов и породы в пласте;
2) не рассматриваются динамические эффекты движения флюидов внутри системы.