Расчёт объёмного коэффициента пластовой нефти по данным фракционного состава газа

Исходные данные: ρ – плотность нефти на поверхности (Т/м³);

b(β) – газовый фактор (объёмный коэффициент пластовой нефти) (м³ / Т);

Р – пластовое давление (МПа);

Т₀ – Температура пласта (°С).

1.1. Содержание отдельных компонентов нефти при указанном газовом факторе (м3 / т)

Q_k = П_k * Q ,

b(β) – газовый фактор (м³/т)

b = 170 м³/т

где П_k – содержание отдельных газов.

Q_CH4 = 0.8 * 170=136 м³/т

Q_C2H6 = 0.1 * 170=17 м³/т

Q_C3H8 = 0.05 * 170=8.5 м³/т

Q_C4H10 = 0.03 * 170=5.1 м³/т

Q_C5H12 = 0.01 * 170=17 м³/т

Q_C6H14 = 0.01 * 170=17 м³/т

∑Q = 200.6 м³/т

1.2. Объёмное содержание компонентов нефти на 1 м3 нефти (м3/т).

V_k = Q_k * ρ,

где V_k – объём отдельных газов

ρ = 0,873 м³/т

V_CH4 = 136 * 0.873 = 118.7 м³/т

V_C2H6 = 17 * 0.873=14.8 м³/т

V_C3H8 = 8.5 * 0.873=7.4 м³/т

V_C4H10 = 5.1 * 0.873=4.4 м³/т

V_C5H12 = 17 * 0.873=14.8 м³/т

V_C6H14 = 17 * 0.873=14.8 м³/т

V =174.8 м³/т

Зная физические свойства углеводородных газов и при условии, что весь газ растворен в нефти, подсчитываем:

1. Массу компонентов газа

б) объем компонентов газа в жидкой фазе

Результаты расчётов массы и объёма отдельных компонентов газа в нефти.

Углеводороды	Масса отдельных компонентов газа на 1 м3 нефти (кг)	Объём компонентов в жидкой фазе на 1 м3 нефти (л)
Метан CH4	MCH4 =0.714*118.7=84.75	VCH4 =2.26*118.7=268.26
Этан C2 H6	MC2H6 =1.35*14.8=19.98	VC2H6 =3.36*14.8=49.72
Пропан C3H8	MC3H8 =1.97 * 7.4=14.57	V*C3H8 =3.66*7.4=27.08
Бутан C4H10	MC4H10 =2.85 * 4.4=12.54	V*C4H10 =4.2*4.4=18.48
Пентан C5H12	MC5H12 =3.22 * 14.8=47.65	V*C5H12 =4.85*14.8=71.78
Гексан C6H14	MC6H14 =3.81 * 14.8=47.65	V*C6H14 =5.49*14.8=81.25
нефть	Mн=873	V*н = 1000 литров
Итого	M= 1100.14	V*= 1516.57

• Масса компонентов от пропана и выше, кг

M_C3H8 = M – (m_CH4 + m_C2H6)=1100.14 – (84.75+19.98)=995.41

• Объем компонентов от пропана и выше, л

V*_C3H8= V* - (V*CH4+V*C_2H6)=1516.57 – (268.26+49.72)=1198.59

• Плотность смеси от пропана и выше, кг/м3

ρ_C3H8 = M_C3H8/V*_C3H8=995.41/1198.59=0.83

• Процентное содержание этана в смеси УВ этан+высшие, %

П_С2H6=m_C2H6 * 100/M –m_CH4= 19.98 * 100/1100.14-84.75=1.96

• Из рис. 4.5 по вычисленным значениям – плотность смеси пропан и выше и содержания этана, находим плотность смеси этан+ высшие, ρ_C2H6=0,85

• Для определения плотности пластовой нефти вычисляем процентное содержание метана в смеси УВ метан + высшие, %

ПCH4= mCH4 * 100/M=84.75* 100/1100.14=7.7

• Из рис. 4.6 по вычисленным значениям – плотность смеси этан и выше, содержание метана- находим плотность пластовой нефти

ρ_Н=0.78 кг/л

• Плотность нефти в пласте с учётом поправки на сжимаемость жидкости ;δ₁= 0,012 кг/л рис. 4.7.

– сжимаемость жидкости (δ₁);

ρ_н^δ1 = ρ_н + δ₁

ρ_н^δ1 = 0.78 + 0.01 = 0.79 кг/л

• Плотность нефти в пласте с учётом поправки на тепловое расширение жидкости за счёт температуры, кг/л , δ₂ = 0,030 кг/л рис. 4.8.

– тепловое расширение жидкости (δ₂)

ρ_н^δ2 = ρ_н^δ1+ δ₂ = 0.82 кг/л

• Объём нефти в пластовых условиях, л

V = M / ρ_н^δ2 = 1100.14/0.82= 1341.63 л

• Коэффициент объёмного расширения нефти

b = V* / V*_Н = 1516.57/1000= 1,51

• Коэффициент усадки нефти, показывающий уменьшение объёма нефти при её извлечении из пластовых условий на поверхность

ε = ( b – 1 ) / b = 0,33

• Пересчётный коэффициент

θ = 1 / b = 0.66

Методика определения параметров, входящих в формулу для подсчёта извлекаемых запасов нефти

а. Площадь нефтеносности (F)

Площадь нефтеносности (F) определяется границами распространения нефти в пределах продуктивного пласта. Она измеряется планиметром или другими способами на подсчётном плане по линии, проведённой между внешним и внутренним контурами нефтеносности и с учётом масштаба подсчётного плана

F = 12649812 м²

б. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h)

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h) определяется как средняя арифметическая величина, взвешенная по площади с помощью карты эффективных нефтенасыщенных толщин по формуле:

h = (h₁*f₁ + h₂*f₂ + h₃*f₃ + … + h_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n) = 19.83

где h₁ ; h₂ ; h₃; … h_n – средние эффективные нефтенасыщенные толщины пласта;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка

в.Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m)

Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m) характеризуется отношением объёма сообщающихся пор в породе к объёму породы.

При подсчёте запасов нефти используется средняя величина открытой пористости, которая рассчитывается как средняя арифметическая взвешенная по площади величина на карте эффективной открытой пористости по формуле:

m’ = (m₁*f₁ + m₂*f₂ + m₃*f₃ + … + m_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n) = 17.75

m= m’/100=17.75/100=0.17

m – коэффициент эффективной пористости

где m₁ ; m₂ ; m₃ ; … ; m_n – пористость на каждом отдельном участке;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка с одинаковой пористостью (м²).

г.Коэффициент нефтенасыщенности пород (β)

Коэффициент нефтенасыщенности пород (β) выражает отношение объёма содержащейся в породе нефти к суммарному объёму пор.

Этот коэффициент определяется через процентное содержание связанной воды в породах (К_в), т.е.

β = 1 – К_в /100,

где β – коэффициент нефтенасыщенности;

К_в /100 – коэффициент водонасыщенности.

К_в – количество связанной воды (%).

К_в = 40%

β = 0,6

С учетом полученных значений извлекаемые запасы нефти составляют:

Q = F * h * m * β * ρ * θ * η ,

Q = 12649812 *19.83*0.17*0,6*0,873*0.66*0.6= 8845377 т

где Q – извлекаемые запасы нефти (т);

F – площадь нефтеносности (м²);

h – средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (м);

m – коэффициент эффективной пористости;

β – коэффициент нефтенасыщенности;

ρ – плотность нефти на поверхности (т/м³);

θ – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти;

η – коэффициент нефтеотдачи.