 |
Определение практической величины КИНа по многомерным статическим моделям
|
|
|
|
Лекция 13
Способы определения среднего значения пересчетного коэффициента
Среднее значение пересчётного коэффициента определяется по формуле:
 ;
|
где в - объёмный коэффициент. Определяется по результатам анализа глубин проб нефти в лаборатории; расчётным путем по данным о составе растворённого в нефти газа; расчётным путем по данным плотности газа по воздуху; по данным о молекулярной массе пластового флюида.
Усредняются полученныевеличиныпосредством нахождениясредней арифметической величины. Поскольку в процессе разработки залежи значение в изменяется, то для подсчета запасов используется определение в по первым пробам нефти.
Дополнительно. Этот подсчетный параметр определяют путем лабораторных исследований глубинных проб нефти.
Определение среднего значения плотности нефти в стандартных условиях
Плотность нефти определяется по результатам анализа устьевых проб нефти, либо по результатам анализа дегазированной глубиной пробы нефти.
Как правило, 
н определяется как среднее арифметическое, либо как среднее с учетом частоты. Однако если удается построить карту 
н, то н определяется как средневзвешенная по площади залежи.
Рекомендуется предварительно определить среднее значение по каждой скважине с учётом глубины отбора пробы.
Методы определения КИНа при различных режимах
Величина КИНа зависит от многих факторов, которые можно разделить на две группы:
1) геологические (природные);
2) технологические (определяются условиями разработки).
К первой группе факторов относится:
1. естественный режим залежи;
2. условия залегания нефти, газа, воды;
3. литология и минералогический состав горных пород;
|
|
|
4. коллекторские свойства и геологическая неоднородность неоднородность;
5. свойства пластовых флюидов.
Вторая группа:
1. площадь сетки скважин;
2. темп отбора жидкости;
3. Схема воздействия на пласт.
Существенное влияние на величину КИНа оказывает режим залежи. Наиболее эффективными являются водонапорный режим, затем эффективность естественных режимов располагается в таком порядке: газонапорный — смешанный—режим растворённого газа—гравитационный режим.
Однако количественную связь между естественными режимами и нефтеизвлечением для большого количества объектов установить трудно, так как существенно разнятся геолого- технические условия их разработки. Например, при водонапорном режиме КИН является функцией 10 переменных.
При этом следует различать следующие разновидности КИНов:
1. проектный:
|
где Q – проект. извлекаемые запасы; Qо – начальные геологические запасы.
2. Фактический:
2.1. текущий:
|
где 
- добытое количество нефти на определенную дату.
2.2. конечный – который достигнут по завершению разработки залежи.
2.2.1. первичный – достигнутый без применения методов воздействия на пласт;
2.2.2. вторичный - достигнутый с применения методов воздействия на пласт.
Определение практической величины КИНа по многомерным статическим моделям
Составление статистических моделей основано на использовании различной геолого промысловой информации, полученной по большому числу длительно разрабатывавшихся залежей с достаточно устойчивыми конечными КИНами.
Путем использования многомерного корреляционного анализа устанавливают связь нефтеизв-лечения с различными геолого-физическими и технологическими факторами, оказывающие существенное влияние на полноту извлечения нефти из пласта.
Однако полученные таким образом статистические зависимости могут успешно применяются для определения КИНа только на месторождениях со сходным геологическим строением и условиями разработки. В настоящее время создан ряд статистических моделей для различных нефтегазоносных районов.
|
|
|
При этом одни модели базируются на материалах, которые могут быть получены на стадиях геолого-разведочных работ - это обеспечивает оценку КИНа на ранних этапах изученности залежи, то есть до начала ее разработки.
Другие показатели включают показатели, полученные в процессе разработки залежи. Это позволит определить конечную величину КИНа с учетом опыта разработки.
Среди параметров, которые используются в моделях можно назвать:
1. геолого – физические:
– отн. μ (μо);
- hэфн;
– Кпр;
– Рпл, Тпл;
– коэффициент вариации проницаемости;
– К песч, Красч.;
– количество цементирующего вещества;
2. технологические:
– плотность сетки;
– темп отбора жидкости;
– υ фильтрации жидкости в пласте;
Определение практической величины КИНа по методике ВНИИнефть (лаб. раб)
|
|
|
