ЛБ_4_Определение_нефтеотдачи

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
«ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт природопользования
Кафедра геологии
Методические указания к лабораторной работе №4
«ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УПРУГИХ
СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ И ПОРОДЫ»
г. Ханты-Мансийск
2015 г.
Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и
породы
Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь,
ограниченная контуром нефтеносности, окружена кольцевой законтурной
водонапорной областью.
Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет
упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в законтурной части
пласта при исходных данных, представленных в таблице 1.
Решение:
1. По определению запишем выражение для коэффициента сжимаемости
нефти (в итоге используем определение объемного коэффициента):
𝛽н =
∆𝑉𝐻
𝑉𝐻1 − 𝑉𝐻0
𝑏𝐻1 − 𝑏𝐻0
=
=
𝑉𝐻0 ∙ ∆𝑃
𝑉𝐻0 ∙ ∆𝑃
𝑏𝐻0 ∙ (𝑃пл − 𝑃нас )
2. Коэффициент упругоемкости пласта (коэффициент сжимаемости
пористой среды внутри контура нефтеносности) учитываем суммарную
сжимаемость пор и нефти и определяется выражением:
𝛽 ∗ = 𝑚 ∙ 𝛽н + 𝛽п , или
𝛽 ∗ = 𝑚 ∙ [𝛽н ∙ (1 − 𝑆) + 𝛽в ∙ 𝑆] + 𝛽п
3. Используя определение коэффициента сжимаемости, вычислим
искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил внутри
контура нефтеносности:
∆𝑉𝐻 = 𝛽 ∗ ∙ 𝑉зал ∙ ∆𝑃 = 𝛽 ∗ ∙ (𝐹 ∙ ℎ) ∙ (𝑃пл − 𝑃нас )
4. Посчитав начальные запасы нефти в залежи:
𝑉𝐻0 = 𝐹 ∙ ℎ ∙ 𝑚 ∙ (1 − 𝑆)/𝑏𝐻0
можем вычислить нефтеотдачу пласта, обусловленную действием только
упругих сил внутри контура нефтеносности:
𝜂=
∆𝑉𝐻
𝑉𝐻0
5. Падение давления в пределах контура нефтеносности неизбежно
нарушит равновесие за контуром, где давление будет уменьшаться, и
часть воды под давлением упругой энергии законтурной части пласта
поступит в нефтеносную область. Коэффициент упругоемкости пласта
(коэффициент сжимаемости пористой среды в законтурной
обводненной части пласта) учитывает суммарную сжимаемость пор и
воды и определяется выражением:
𝛽1∗ = 𝑚 ∙ 𝛽в + 𝛽п
6. По определению коэффициента сжимаемости среды определим
количество воды, которое поступит в залежь через контур
нефтеносности под действием упругих сил за пределами контура
нефтеносности:
Δ𝑉в = 𝛽1∗ ∙ 𝑉1 ∙ ∆𝑃1 = 𝛽1∗ (𝐹1 ∙ ℎ) ∙ ∆𝑃1
7. Далее можем вычислить нефтеотдачу, обусловленную суммарным
действием упругих сил в пласте:
𝜂∑ =
Δ𝑉𝐻 + Δ𝑉𝐵
𝑉𝐻𝑜
Таблица 1.
Исходные данные
Наименование исходных параметров
Площадь залежи в пределах контура
нефтеносности
Площадь
кольцевой
законтурной
водонапорной области
Толщина
пласта
внутри
контура
нефтеносности и в законтурной части
Пористость породы
Начальный
коэффициент
водонасыщенности нефтеносной части
пласта
Коэффициент сжимаемости пор в породе
пласта
Коэффициент сжимаемости воды
Варианты заданий
Обозначение,
размерность
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
F [км2]
12
11
12
13
12
11
12
9,5
10
10
13
9
F1 [км2]
120
130
125
140
95
95
120
120
140
140
160
140
h [м]
12
11
10
8
12
10
12
8
12
10
8
5
m
0,22
0,22
0,22
0,2
0,2
0,22
0,18
0,2
0,18
0,18
0,2
0,2
S
0,2
0,2
0,2
0,18
0,2
0,2
0,25
0,2
0,25
0,25
0,2
0,18
β [1/МПа]
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
2∙10-4
βв [1/МПа]
4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,0∙10-4 4,0∙10-4 4,2∙10-4 4,2∙10-4 4,0∙10-4
В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось:
от начального пластового давления
Рпл [МПа]
18
20
19
21
18
20
20
18
20
18
21
18
до давления насыщения
Рнас [МПа]
8
8
8
10
8
10
10
8
10
10
8
8
ΔР1 [МПа]
5
6
6,5
5
5
6
5
5
6
5
5
7
bH0
1,02
1,019
1,018
1,1
1,02
1,01
1,02
1,02
1,015
1,015
1,1
1,1
bH1
1,026
1,027
1,026
1,12
1,026
1,015
1,025
1,028
1,023
1,023
1,12
1,12
За тот же промежуток времени
средневзвешенное давление законтурной
водонапорной части пласта уменьшилось
на величину
Объемный коэффициент нефти
при
начальном пластовом давлении Рпл
Объемный коэффициент нефти
при
давлении насыщения Рнас