Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

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)

Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...