кладів і режиму їх роботи може бути складений ряд різних рівнянь матеріального балансу.
Рівняння, найбільш повно апроксимує динамічну модель поклади, отримано Ф.А. Грішиним [1] (1.1):
Qно=(1.1)
де Qно - геологічні запаси нафти в стандартних умовах, м3;- Накопичена видобуток нафти на дату розрахунку, м3; r0 - розчинність газу в нафті при початковому тиску (P0), м3/м3; rp - середній газовий фактор (відношення накопиченої видобутку газу до накопиченої видобутку нафти, на дату розрахунку) в стандартних умовах, м3/м3; ? 0 і?- Об'ємні коефіцієнти пластового газу, що відповідають початковому (Р0) і поточному (на дату розрахунку (Р)) тиску; в0 - об'ємний коефіцієнт пластової нафти при тиску Ро; в1 - двофазний об'ємний коефіцієнт нафтогазової суміші (пластова нафта і газ), в1=в + (r0-r) *?, де в - об'ємний коефіцієнт пластової нафти при тиску Р; r - розчинність газу в нафті при тиску Р, м3/м3; ?- Об'ємний коефіцієнт пластової води при тиску Р; W - обсяг увійшла в поклад води на дату розрахунку в стандартних умовах, м3; ? I - обсяг закачаною в пласт води на дату розрахунку в стандартних умовах, м3; ?- Обсяг накопиченої видобутку води на дату розрахунку в стандартних умовах, м3; gi - обсяг закачаного в поклад газу на дату розрахунку в стандартних умовах, м3; ?- Відношення обсягу пір, зайнятих на дату розрахунку газової шапкою, до обсягу пір, зайнятих нафтою; kв - коефіцієнт водонасиченому, частки одиниці; ? П і? В - коефіцієнти стисливості породи і зв'язаної води, мПа - 1; ??- Величина зниження пластового тиску,??=Р0-Р.
При упруговодонапорном режимі, коли газовий фактор в часі не змінюється і відповідає розчинності газу в нафті (rp=r0=r), в1=в, газова шапка відсутній (?=0), закачування води і газу не проводиться (? i =0, gi=0), вплив пружних сил зв'язаної води мізерно мало і їм можна знехтувати, прийнявши kв=0 і? в=0, рівняння (1.1) приймає вигляд:
Qно=(1.2)
Оскільки упруговодонапорний режим існує лише за умови Р> Р нас, об'ємні коефіцієнти в 0 і в можуть бути виражені через об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення (в нас):
в 0=в нас [1 -? н (Р 0-Р нас)], (1.3) в=в нас [1 -? н (Р-Р нас)], (1.4)
де? н - коефіцієнт стисливості нафти, мПа - 1.
Тоді рівняння (1.2) набуває вигляду:
Q але=(1.5)
37. Підрахунок видобутих запасів нафти при режимі розчиненого газу методом вірогідною продуктивності свердловин
Для таких покладів характерним є зниження в часі дебіту свердловин і видобутку на завершальній стадії розробки. Для характеристики зниження видобутку під час розробки використовується три основних типи моделі:
. Імовірнісна крива продуктивності свердловин;
. Крива зниження видобутку в часі;
. Кумулятивна крива накопиченої видобутку
В основі методу лежить закон однакових припущень. Був запропонований в 1918 г.Льюісом і Біллом (США);, а в 1923 р. теоретично обгрунтований Лей?? Ензоном.
Згідно з цим законом, якщо 2 вкв. мають однакову видобуток на протязі 1-2 років, то і надалі їх дебіти будуть знижуватися однаково. При цьому високо продуктивні свердловини знижують дебіт q швидше, ніж свердловини з ме...
