Расчёты в добыче нефти
..pdf4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕ-, ВОДб-
ИГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОДЫ
"Объемы содержащееся в образцаэс-породьь-воды и нефти опре,- / делаются в лабораторных условиях при помощи аппарата Закса. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности (в долях единицы) по следующим формулам:
коэффициент нефтенасыщенности
SH= VBpJmG\ |
(1.6) |
коэффициент водонасыщенности |
|
5 В = VDpJmG\ |
(1.7) |
коэффициент газонасыщенности |
|
5 Г = 1 — (SltbH-|- SBbB). |
(1.8) |
В этих формулах FH, VB — соответственно объемы |
содержа |
щейся в образце нефти и воды, см3; рп — плотнбсть породы, г/см3; т — коэффициент пористости, доли единицы; G — масса жидкости, содержащейся в образце, г; Ью Ьв — объемные коэффициенты соответственно нефти и воды, доли единицы.
Задача 4. Определить коэффициенты нефте-, водо- и газона сыщенности породы, в образце которой содержится нефти Кн = = 4,44 см3, воды Ув = 4 см3; содержащаяся в образце масса жидкости G = 92 г; плотность породы рп = 2 г/см3; коэффициент пористости т = 0,25; объемные коэффициенты нефти и воды Ьн = = 1,2; Ьв = 1,03.
Необходимые коэффициенты определим, пользуясь формулами (1.6), (1.7) и (1.8):
SH= 4,44-2/0,25-92 = 0,386 или 38,6% ;
SB= 4- 2/0,2592 = 0,348 или 34,8% ;
5 r = 1 — (0,386-1,2 + 0,348-1,03) = 0,179 или 17,9% .
б. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД
Задача 5. Определить коэффициент общей пористости образца породы т , если объем образца V0 = 2,42 см3, а объем зерен в об разце V3 = 2,02 см3.
Определим коэффициент пористости, пользуясь соотношением т = (У0 — У3)/У0 = ^ 4 2 - 2,02)/2,42 = 0,165 или 16,5%.
Задача 6. Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха через образец. Длина образца
/ = |
2,8 см, площадь его поперечного сечения F = 5,1 см2. Давле |
||
ние перед и за образцом соответственно |
= |
1,3-10б Па и р2 = |
|
= |
10б Па. Вязкость воздуха (в условиях опыта) |
| = 0,018 мПа-с; |
|
11
объем воздуха (при атмосферном давлении), прошедшего через
образец |
за |
время |
t = 180 |
с, Кв = |
3600 см8. |
|
Коэффициент абсолютной проницаемости k определяют по |
||||||
(Ьопмуде |
|
|
|
|
|
|
|
|
2р / р 2У У 10- |
, |
|
(1.9) |
|
|
|
FL( P \ - P l ) t |
’ |
|
||
|
|
|
|
|||
Подставив в формулу (1.9) значения величин, данных в усло |
||||||
вии |
задачи, |
получим |
|
|
||
k |
= |
2-0,018-10—3* 2,8 •10б |
3600-10"4 |
= 0,573-10 -12 М“ |
||
|
|
|
5,1 (1.32— 1) 1010180 |
|
||
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОРОДЫ
Задача 7 Определить удельную поверхность слабосцементированного песчаника с проницаемостью k *»- 2,5-10_1а ма и пори стостью т — 0,25.
Приближенно удельная поверхность 5 уд определяется расчет ным путем в зависимости от к и т по формуле
5 уд = cm |/ |
(1.10) |
где с — коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка, с -- 0,353.
Следовательно, по формуле (1.10)
5 уд = 0 ,3 5 3 -0 ,2 5 / б ^ 5 7 2 > Т 0 ГЙ= 27 800 м2/м8.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОРОД
Задача 8. Определить коэффициент неоднородности и эффек тивный диаметр песка по результатам анализа механического состава породы, которые представлены в табл. 1.2.
Показатели
Вес фракций, % от общего веса
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
1.2 |
|
|
Механический состав |
породы |
|
|
|
|
||
|
|
|
Размеры фракций, |
мм |
|
|
||
—0,590,42 |
Ситовый анализ |
| |
Седиментационный анализ |
<0,005 |
||||
—0,420,297 |
0,297—0,21 |
—0,1490,21 |
о |
0,074— 0,05 |
о |
—0,010.005 |
||
|
|
|
|
О |
|
о |
|
|
|
|
|
|
О |
|
о |
|
|
|
|
|
|
о1 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
\Л |
|
|
|
|
|
|
|
|
О |
|
|
— |
2,7 |
4,5 |
6,5 |
70,8 |
10,4 |
1.5 |
2,0 |
1,6 |
2
На основании данных табл. 1.2 строим кривую суммарного состава зерен породы по размерам. Для этого по оси абсцисс откладываем логарифмы диаметров частиц, а по оси ординат — весовые проценты фракций, проходящих через сито (рис. 1.4). На рисунке точка 1 соответствует размеру сита, на котором задер живается 10% крупных фракций, а 90% более мелких фракций проходит через сито. Для данного песка d90 = 0,17 мм. По этому диаметру можно ориентировочно определить размер щелей филь тра, служащего для ограниче ния количества песка, поступа ющего из пласта в скважину.
Точка 2 соответствует размеру сита, на котором задерживается 40% крупных фракций, а 60% более мелких фракций прохо дит через сито. Она исполь зуется для определения коэф фициента неоднородности песка, который равен
К |
= d j d 10= 0,07/0,06 = |
0,001 |
0,03 0,06 0,1 0,2 OMgd |
|
= |
1,17. |
|||
|
|
|||
Коэффициент К для место- |
£ “с' Л |
^ ,,ваЯ суммарного “ става |
||
рождений СССР колеблется |
р |
р |
||
в пределах от 1,1 до 20.
Точка 3 соответствует размеру сита, на котором задержи вается 90% крупных фракций и через сито проходит лишь 10% более мелких фракций. Она определяет эффективный диаметр песка. Для данного песка, как видно из графика (см. рис. 1.4), он равен d10 = 0,06 мм (по Хазену).
II.ВОПРОСЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
ИГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1. ПРИВЕДЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ К ЗАДАННОЙ
плоскости
Задача 9. Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режи мом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (пер воначальному водонефтяному контакту или уровню моря).
Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В пер
вой скважине текущее пластовое давление р'пл = |
30 |
МПа, |
этаж |
|||||||||
нефтеносности, считая от плоскости |
первоначального водонефтя |
|||||||||||
/ |
2 |
3 |
ного |
контакта |
до |
забоя, |
||||||
h{ = |
150 |
м; |
во |
второй |
||||||||
|
|
|
||||||||||
|
|
|
скважине |
пластовое |
да |
|||||||
|
|
|
вление |
р'пл = |
28 |
МПа |
и |
|||||
|
|
|
этаж |
нефтеносности hu = |
||||||||
|
|
|
= |
200 |
м; |
в третьей |
сква |
|||||
|
|
|
жине соответственно р"' |
= |
||||||||
|
|
|
= |
26 МПа и h m = |
250 м. |
|||||||
|
|
|
Плотность |
нефти |
в |
пла |
||||||
|
|
|
стовых |
условиях |
|
р = |
||||||
|
|
|
= |
800 |
кг/м3. |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Так |
как |
забои |
всех |
|||||
|
|
|
скважин |
находятся |
|
на |
||||||
|
|
|
структуре |
выше водонеф |
||||||||
|
|
|
тяного |
контакта, |
то |
для |
||||||
Рис. I I .1. Схема приведения |
пластового дав |
получения |
приведенного |
|||||||||
пластового давления |
надо |
|||||||||||
ления к водонефтяному контуру |
|
к |
текущему |
пластовому |
||||||||
|
|
|
||||||||||
|
|
|
давлению |
прибавить |
да |
|||||||
вление столба нефти, соответствующего этажу нефтеносности (рис. I I . 1).
Приведенные пластовые давления равны: |
|
|
|||
для первой |
скважины |
|
|
|
|
р'пр = |
р пл' |
pg/ij = 3 0 -106 + |
800-9,81 •150 = |
31,2- 10е |
Па; |
для второй скважины |
|
|
|
||
Рпр = |
Рпл + |
pghn = 28• 106 + |
800- 9,81 •200 = |
29,6• 10е |
Па; |
для третьей скважины
рпр = рпл 4 -. pghui = 26 •106 4- 800 - 9,81 •250 = 28 •106 Па.
14
Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможной добыче нефти из отдельных скважин.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача 10. Определить дебит эксплуатационных скважин нефтяной залежи, форма которой в расчетах схематизируется
кольцом. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Радиус приведенного контура питания R0 = |
4490 м; |
радиусы |
|||||||||
эксплуатационных |
рядов: |
= 2260 |
м, |
R3 = |
1870 |
м, R3 = |
|||||
= 1550 м. Число скважин в |
рядах: % = 33, /г2 = 22, |
п3 — 9; |
|||||||||
радиус скважины |
гс = |
0,1 м; |
мощность пласта h = 6 м; прони |
||||||||
цаемость |
£ = 0,9-10“12 |
м2; вязкость |
нефти |
р.н = 4,5 |
мПа-с; |
||||||
давление |
на |
контуре области |
питания |
рк = |
14 |
МПа; |
|
забойное |
|||
давление в скважинах рзаб = 7 МПа. |
|
qt |
|
|
|
|
|||||
Дебиты |
эксплуатационных |
скважин |
найдем, |
пользуясь |
|||||||
следующей системой уравнений, составленной для трех рядов скважин:
Чз 1п " э?3 |п ~ 1п = 0; (П Л )
1п ~£гГ + |
|
+ |
Пз?з) 1п~ 5 Г - |
? lln "w 7 = |
0; |
(1L2) |
|||||
?i In + 7 + |
(«ifi + |
ЩЯг + М>) 1 п + - = |
|
|
- б)- • (Н.З) |
||||||
Из |
уравнения |
(II. 1) |
находим |
|
|
|
|
|
|||
|
^3 |
Л_ п 1а |
|
|
' |
1550 |
+ 91g |
1870 |
|
||
Яг = |
lg п3гс |
+ п3lg |
Rя |
Яз = |
lg |
9-0,1 |
1550 |
Яз — 1)36^3. |
|||
|
|
|
R* |
|
|
|
|
1870 |
|
|
|
|
lg n2rc |
|
|
|
lg |
22-0,1 |
|
|
|||
Из |
уравнения |
(П.2) аналогично находим |
|
|
|||||||
|
1.36 lg |
1870 |
|
|
|
2260 |
|
|
|
||
|
22- 0,1 |
(22-1,36 + |
9) lg 1870 |
Яз — |
2,53<7з. |
||||||
Я1 = |
|
|
2260 |
|
|
|
|||||
|
|
|
lg 33-0,1 |
|
|
|
|
|
|
||
Из уравнения (П.З) с учетом найденных соотношений имеем
2,53?„2,3 lg |
33-0,1 |
+ (33.2,53 + 22-1,36 + 9 )q,2 ,3 lg |
4490 |
|
|
2260 |
|
2 -3 ,1 4 -0 ,9 -10-12-6-( 14 — 7) -10в-86 400 |
|
||
|
4 ,5 -10"3 |
|
|
или 113,83^з = 45,6-102 м3/сут, откуда q3 = 40,1 м3/сут. Следова тельно, q2 = 54,5 м3/сут; qx = 103 м3/сут.
15
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача И . Определить продолжительность разработки круго вой залежи нефти при следующих данных: радиус начального контура нефтеносности RH— 3000 м; радиусы эксплуатационных
рядов: Rx = 2400 м, |
R2 — 2000 м, |
Rs = |
1600 м. В центре пласта |
||
помещена одна скважина с |
радиусом |
гс = 0,01 м. |
Расстояние |
||
между скважинами |
в рядах |
2сг= |
300 |
м, мощность |
пласта h = |
= 10 м, пористость пласта т = 12%. Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q = 50 м3/сут. Все ряды работают одновременно.
Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки
залежи, |
|
|
|
Vi = |
я (Rl — Rl) hm — 3,14 (З2 — 2,42) •106- 10-0,12 = |
||
= 12,2 -10е м3; |
|
|
|
Уч = |
я (Ri — Rl) hm = |
|
|
= 3 ,1 4 (2,4а — 22)- 10е- 1 0 -0 ,1 2 = |
6,3410е |
м3; |
|
Кз = |
я ( ^ 2 — Rl) hm = |
|
|
= 3,14 (22 — 1,62)- 10е- 10-0,12 = |
5,,4210е |
м3; |
|
V\ = |
я (Rl — rl).hm = |
|
|
= 3,14(1,6а - 0,012)- 10е- 10-0,12 = 9,6- 10е м3.
Число скважин в каждом ряду
пу= 2nRx!2a = 2-3,14- 2400/300 = 50;
пг = 2nR2/2o = 2-3,14- 2000/300 = 42;
п3= 2nRB/2a = 2-3,14-1600/300 = 33.
Суммарный дебит ряда
Qi = qnx= 50 •50 = 2500 м3/сут;
Q2= qn2= 5042 = 2100 м3/сут;
Q3 = qn3 = 50 •33 = 1650 м3/сут.
Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки: первый этап
Qpi = q(nx+ п2+ ns + 1) = 50(50 + 42 + 33 + 1) = 6300 м3/сут;
второй этап
QP%= Я(«а + п9+ 1) = 50 (42 + 33 + 1) = 3800 м3/сут;
третий этап
QPs = q (n* + 1) = 50 (33 + 1) - 1785 м3/сут.
16
Общие запасы нефти
К * * = Vx+ Vt + F3 + К4 = (12,2 + 6,34 + 5,42 + 9,6) 10е =
= 33,56-10е м3.
Продолжительность этапов разработки: первого
ti = Vi/QPi = 12,2- 10б/6300= 1940 сут (167,5 Мс);
второго
t%= VJQP2 = 6,3410в/3800 = 1670 сут (144,5 Мс);
третьего
/з = V3/Qp3 = 5,42 •10е/1785 = 3040 сут (263 Мс).
Общая продолжительность разработки
t = tx+ U + /3 = (1940 + |
1670 + |
3040)/365 = 18,2 года (575 Мс). |
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ |
ПРОРЫВА ВОДЫ |
|
К ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ СКВАЖИНАМ И ОБВОДНЕННОЙ |
||
ПЛОЩАДИ ЗАЛЕЖИ |
|
|
Задача 12. Для поддержания давления в нефтяной пласт зака |
||
чивается вода через нагнетательную скважину в объеме qH — |
||
= 1000 м3/сут. Дебит ближайшей |
эксплуатационной скважины |
|
qs = 1 0 0 м3/сут, мощность |
пласта |
h = 8 м, коэффициент пори |
стости коллектора т = 0,2. Расстояние между эксплуатационной
и нагнетательной |
скважинами |
2 о — 500 м. |
|
||||||
Требуется определить время обводнения эксплуатационной |
|||||||||
скважины и обводненную |
площадь. |
|
|
t0 опре |
|||||
Время прорыва воды к эксплуатационной скважине |
|||||||||
деляется |
по формуле |
|
|
|
|
|
|
||
L |
|
4qamxft |
| |
<7н |
|
|
|
|
(II-4) |
0 |
|
n (q H— q3) |
П |
q3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где т1 — пористость |
пласта с |
учетом |
коэффициента |
использо |
|||||
вания |
порового |
пространства |
ф. |
Принимаем ф — 0,5. Тогда |
|||||
т1 = |
тф |
= 0 ,2 -0 ,5 = 0 ,1 . |
Остальные |
обозначения прежние. |
|||||
Подставив имеющиеся данные в (II.4), получим |
|
||||||||
|
_ |
4-250^.0,1 -8 j |
1000 |
_ ш |
|
|
|
||
L°~~ |
3,14 (1000— 100) 1 |
100 |
1 |
° |
у |
|
|||
За этот промежуток времени обводненная площадь составит
5 = qnt9/hm1= 1000 •163/8 -0,1 = 20,4 •104 ма.
17
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ В ПЛАСТЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
Задача 13. Нефтяной пласт работает при водонапорном ре жиме. Скважина, пробуренная на этот пласт, фонтанирует при отсутствии свободного газа в подъемных трубах, т. е. при условии
Ълотность пластовой нефти рн — 850 кг/м3, воды р„ =
=1000 кг/м3. Давление на буфере закрытой скважины (при Q —
—0) р! = 2 МПа. Угол падения пласта а = 20°
Требуется определить скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном са и горизонтальном ст
направлениях, а также по простиранию пласта сп, |
если через |
t = 50 мес. давление на буфере закрытой скважины |
понизилось |
до р2 =^1,7 МПа. |
|
Скорости продвижения контура в указанных направлениях определяются по следующим формулам:
|
Pi — Pi |
. |
(П.5) |
|
|
п {р в — Рн)£ |
’ |
||
|
|
|
||
|
(Pi — Pi) ctg ос |
(И .б) |
||
|
П (Рв--- Ри) S |
|||
|
|
|
||
11 |
Pi — Pa |
Sin a |
( I I . 7) |
|
n (рв — рн) g |
v |
’ |
||
Подставляя |
числовые значения в (II.5), (II.6) и (II.7), получим |
||||
са = |
(2 — 1,7) 10е |
- = |
4,1 |
м/мес; |
|
50 (1000 — 850) 9,81 |
|||||
сг = |
(2 — 1,7) 10е ctg 20° |
= |
11,3 |
м/мес; |
|
50 (1000 — 850) 9,81 |
|||||
с = |
_____ ' |
' ’ ___________ = |
12 м/мес- |
||
п |
50 (1000 — 850) 9,81 |
sin 20° |
1Z |
||
Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое скважины путем замеров глубинным манометром, то при рзаб > > рп (т. е. при отсутствии свободного газа в пласте) можно по приведенным в задаче формулам проследить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного давления при любых методах эксплуатации скважины.
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Задача 14. Параметры нефтяной залежи с водонапорным режи мом определены в результате исследования образцов кернов и геофизическими методами. При этом установлено, что среднее количество связанной (погребенной) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны 5 В =
18
— 12% и 5 Н = 88% . В ходе эксплуатаций залежи средняя воДонасыщенность стала увеличиваться. Через 6 лет она была равна 5 В = 5 2 % , а через 9 лет — 69% .
Требуется определить средний процент нефтеотдачи для ука занных периодов времени.
Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы 5 на данный момент находим подформуле
KOT = (5B- 5 ) / ( 1 0 0 - 5 ) , |
(II.8) |
где числитель (5 В — 5) — количество воды, |
поступившей в за |
лежь вместо такого же количества добытой нефти, а знаменатель (100 — 5) — начальный запас нефти. Величины 5 В и 5 выражены в процентах.
Следовательно, нефтеотдача по формуле (II.8) составит:
через 6 |
лет |
|
|
|
/С0 Т 1 = |
(52 — 12)/(100 — 12) = |
0,455 |
или |
45,5% ; |
через 9 |
лет |
|
|
|
Кот2 = |
(69 - 12)/(100 - 12) = |
0,648 |
или |
64,8% . |
Задача 15. Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапор ном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Тре буется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали 4000 м3/сут нефти и 1000 м3/сут воды. К концу второго периода добыча соста
вила |
1000 м3/сут нефти и 4000 м3/сут воды. Кроме того, |
известны |
||
вязкости |
нефти и воды в пластовых условиях: рн = 7 |
,3 |
мПа*с |
|
и рв |
= 1 |
мПа*с; объемные коэффициенты нефти и воды: |
Ьн = |
|
= Л ,1 |
и |
6В = 1. |
|
|
При одновременном притоке в скважину нефти и воды про
центное |
содержание воды в добываемой жидкости |
будет |
|
С = |
100 |
QB |
(П.9) |
|
|||
Qн + QB
Процентное содержание воды зависит от величин фазовых прони цаемостей kHи kB, вязкостей рн и рв и-объемных коэффициентов Ьн и Ьв (нефти и воды) и может быть также определено из вы ражения
с |
------- !°° |
(П.ю) |
|
' + м -тг |
|
|
/ев |
|
где М — коэффициент, зависящий от физических свойств пласто вых жидкостей, выражается соотношением
M = |
(Н.11) |
|
Мн |
При рн = рв и Ьн = Ьв коэффициент М = 1. Чем больше вязкость и объемный коэффициент нефти (при неизменном рв и Ьв), тем меньшее значение имеет коэффициент М.
19
Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидко сти и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно одно родного коллектора, можно определить нефтеотдачу (в %) по
графику (рис. II.2). |
задачи, |
пользуясь формулами |
(11.10) |
|||||
Для условий нашей |
||||||||
и (11.11), предварительно |
найдем значения С и М. |
|
|
|
||||
|
|
|
Для |
первого |
периода |
|||
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
|
C l — |
1004000 + |
1000 |
|
||
|
|
|
= 20%, |
|
|
|
|
|
|
|
|
М = 1 0 "3. 1/7,3-10~3- 1,1 = |
|||||
|
|
|
= 1/8; |
|
|
|
|
|
|
|
|
для |
второго |
периода |
|||
|
|
|
С2 = |
100 |
|
4000 |
|
|
|
|
|
1000 + |
4000 |
|
|||
|
|
|
= 80% . |
|
|
|
|
|
|
|
|
Величина М для второго |
|||||
Рис. II.2. График зависимости нефтеотда |
периода |
остается |
прежней, |
|||||
равной |
1/8, |
так |
как цн и Ьн |
|||||
чи от содержания воды в добываемой жид |
не изменились. |
|
|
|
||||
кости для разных значений М |
|
определения |
||||||
|
|
|
Теперь для |
|||||
|
|
|
нефтеотдачи по периодам вос |
|||||
пользуемся |
графиком (см. рис. II.2), на котором |
отточки 20% на |
||||||
оси абсцисс |
проведем вертикаль |
до пересечения с кривой |
М = |
|||||
= V8. От найденной точки проведем горизонталь влево и на оси |
||||||||
координат находим нефтеотдачу |
для первого |
периода |
K or. i = |
|||||
= 25% . Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода
К от. 2 = 4 7 % .
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УПРУГИХ СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ И ПОРОДЫ
Задача 16. Определить количество нефти, которое можно полу чить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давле ния в залежи до давления насыщения.
Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь
F = |
12 км2, средняя ее |
мощность h = |
12 м, пористость |
породы |
|
m = |
0,22. |
Количество связанной воды 5 |
= 20% . Пластовая тем |
||
пература |
Тпл = 331 К. |
Начальное пластовое давление |
рпл = |
||
= 18 МПа. Давление насыщения рн = 8 МПа. За период падения давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила 5 - 10е м3.
Коэффициент сжимаемости нефти |
рн определяется по формуле |
|
о |
ьп1- ь „ |
(11.12) |
Ри |
ьнАр » |
|
20