А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Коефіцієнт - пластової обсяг
Коефіцієнт пластового обсягу нафти-становить 1340 ма /м3 а коефіцієнт розчинності газу питомої ваги 075 (повітря1) дорівнює 89 3 м3 /м3 товарної нафти.
Аналіз газу з родовища Белл. Коефіцієнт пластового обсягу газу, що позначається Bg, виражає відношення обсягу газу, що залягає в продуктивному колекторі, до обсягу того ж кількості газу на поверхні в стандартних умовах psc і Tsc.
коефіцієнт пластового обсягу газу означає, що 1 м3 стандартний (нормальний) газу (при абсолютному тиску 1 кг /см2 і 15 5 С) буде займати в пласті при тиску 221 кг /см. і температурі 100 6 З порові обсяг, рівний 000533 м3 або, задаючись зворотною величиною, 1 м3 норовить простору газового пласта містить 188 м3 газу.
Так як коефіцієнт пластового обсягу газу Bg змінюється зі зміною тиску[см. уравнение (1.7) ], Запас газу в пласті зменшується з падінням тиску.
з суті коефіцієнта пластового обсягу можна зробити висновок, що в поклади Біг Сенді з кожних 131 м3 пластової рідини тільки 1 ж3 досягає резервуарів у вигляді товарної нафти. Це число (76 3% або 0763) є величиною, зворотною коефіцієнту пластового обсягу і його називають коефіцієнтом усадки. Коефіцієнт пластового обсягу множать на обсяг товарної нафти, щоб знайти її пластовий обсяг. Точно так коефіцієнт усадки множать на пластовий обсяг для знаходження обсягу товарної нафти. В практиці використовують обидва терміни, але прийнятий майже універсально коефіцієнт пластового обсягу.
Позначимо Bga - коефіцієнт пластового обсягу газу при тиску закидання; Sgr - залишкову газонасиченості, виражену в частках норовить обсягу після вторгнення пластових вод в розроблювану одиничну площу.
Нагадаємо, що коефіцієнт пластового обсягу газу виражається зазвичай двома типами одиниць розмірності, як це було показано в рівнянні (I. Тому слід перевіряти рівняння, що містять коефіцієнт пластового обсягу газу, щоб не помилитися в підборі відповідних одиниць.
Тут В0 - двофазний коефіцієнт пластового обсягу нафти при тиску р (фізичний зміст цього коефіцієнта зрозумілий з наведеного співвідношення); В00 - то ж, при початковому пластовому тиску.
Згладжування показників об'ємного коефіцієнта. Відносні об'ємні коефіцієнти можуть бути переведені в коефіцієнти пластового обсягу нафти за умови, що коефіцієнт пластового обсягу нафти в точці насичення відомий.
З тієї ж причини бажано домогтися згладжування коефіцієнтів пластового обсягу нафти. Якщо застосовують однофазні коефіцієнти обсягу, то їх зміна з тиском близько до лінійної залежності і цілком достатньо для згладжування коефіцієнтів квадратного тричлена, підрахованого за методом найменших квадратів.
Якщо ж обводнення відбувалося при тиску, коли коефіцієнт пластового обсягу нафти дорівнював 105 то насичення пласта залишкової нафтою в 30% відповідає сумарній видобутку 31 4% перового простору і 52 4% від початкового запасу нафти в надрах.
Перекладаючи її значення в обсяг рідкої фази, отримують коефіцієнт пластового обсягу рідини і усадку.
Ця втрата пов'язана з підвищенням в'язкості нафти і зменшенням коефіцієнта пластового обсягу нафти при зниженому тиску, а також ранньої ліквідацією свердловин, які слід перевести на механізовану експлуатацію.
Якщо для пласта відома критична газонасиченість, з зіставлення однофазних і двофазних коефіцієнтів пластового обсягу нафти можна розрахувати тиск, при якому починають зростати газонафтових чинники експлуатаційних свердловин.
У деяких рівняннях зручніше використовувати член, який називають коефіцієнтом двухфазного пластового обсягу і позначають Bt; його можна визначити в ж3 як обсяг 1м3 товарної нафти з повною початкової нормою ( комплектом) розчиненого газу в умовах поклади при будь-яких пластових тиску і температурі.
Перекладаючи її значення, в обсяг рідкої фази, отримують коефіцієнт пластового обсягу рідини і усадку.
Стандартними умовами є ті, що були використані при підрахунку коефіцієнта пластового обсягу газу. Вони можуть змінюватися на інший стандарт, виходячи із закону стану ідеального газу. Пористість Ф виражається часткою сумарного обсягу колектора, а насичення похованою водою Sw - часткою норовить обсягу.
На рис. III.4 приведена кореляційний номограмма, побудована Стендінг для знаходження коефіцієнта однофазного пластового обсягу. Користуючись номограмою, знаходять значення цього коефіцієнта за розчинності газу, питомій вазі розчиненого газу, питомій вазі товарної нафти і пластової температурі. Шлях послідовного знаходження коефіцієнта пластового обсягу показаний на номограмме стрілками. Якщо пластова рідина буде недосищена, фактор пластового обсягу буде злегка менше.
У таких випадках використовують технічні методи для отримання більш точних значень коефіцієнтів пластового обсягу нафти і газу. Зокрема, застосовують графічні побудови в великих масштабах для незначних знижень тиску. Але кращі результати отримують за допомогою методу найменших квадратів при описі в деяких діапазонах тисків різними апроксимуючими рівняннями.
Підвищення в'язкості нафти в результаті зниження нафто-насиченості погіршує її рухливість; зменшення коефіцієнта пластового обсягу нафти збільшує еквівалент товарної нафти на одиницю зменшення нефтенасищенності перового простору при нагнітанні робочого агента в пласт. Різниця в насиченні і тиску в окремих частинах поклади сприяє проривів робочого агента.
Підвищення в'язкості нафти в результаті зниження нафто-насищешюсті погіршує її рухливість; зменшення коефіцієнта пластового обсягу нафти збільшує еквівалент товарної нафти на одиницю зменшення нефтенасищенності порового простору при нагнітанні робочого агента в пласт. Різниця в насиченні і тиску в окремих частинах поклади сприяє проривів робочого агента.
Згладжування показників об'ємного коефіцієнта. Відносні об'ємні коефіцієнти можуть бути переведені в коефіцієнти пластового обсягу нафти за умови, що коефіцієнт пластового обсягу нафти в точці насичення відомий.
Внаслідок того, що і температура і розчинений газ підвищують обсяг товарної нафти, значення коефіцієнта пластового обсягу нафти завжди буде більше одиниці.
Найнижча в'язкість пластової нафти - 045 сантіпуаз, а найвища 9 5 сантіпуаз, коефіцієнт початкового пластового обсягу нафти мінімум 103 а максимум 167; середнє ущільнення свердловин коливалась від 112 до 18 8 га на свердловину. Всі ці фактори мають деякий вплив на промислову сумарний видобуток, але виявити їх індивідуальний ефект по такому невеликій кількості даних, очевидно, невовможно. Однак, якщо розглядати розміщення свердловин як первинну змінну, яка впливає на сумарний видобуток, слід етметіть, що не було виявлено значного ефекту. Це видно з фіг.
Найнижча в'язкість пластової нафти - 045 сантіпуаз, а найвища 9 5 сантіпуаз, коефіцієнт початкового пластового обсягу нафти мінімум 103 а максимум 167; середнє ущільнення свердловин коливалась від 112 до 18 8 га на свердловину. Всі ці фактори мають деякий вплив на промислову сумарний видобуток, але виявити їх індивідуальний ефект за таким невеликій кількості даних, очевидно, неможливо. Однак, якщо розглядати розміщення свердловин як первинну змінну, яка впливає на сумарний видобуток, слід зазначити, що не було виявлено значного ефекту. Це видно з фіг.
Якщо в рівняннях (III.5) і (III.6) використовувати ці цифри для величин залишкової нефтенасищенності, їх слід збільшити, помноживши на коефіцієнт пластового обсягу. Використовуючи дані табл. 1.8 можна також розрахувати залишкову нефтенасищенность.
Вона пропорційна проникності для нафти, щільності останньої і квадрату синуса кута падіння пласта, а також обернено пропорційна в'язкості і коефіцієнту пластового обсягу нафти.
Уп - порові обсяг пласта, м3; Es, Eh - коефіцієнти майданного і вертикального охоплення пласта витісненням; Вн - коефіцієнт пластового обсягу нафти; (SH) H, (SH) K - початкова (до) і кінцева (після закачування води) нефтенасищен-ність пласта.
Обсяг в баррелях, яку він обіймав одним стандартним барелем нафти разом з розчиненим газом при значеннях тиску і температури вище стандартних, називається коефіцієнтом пластового обсягу нафти. Одиниці виміру В0 - пласто-вий барель на стандартний барель, тобто безрозмірний. Він вимірює об'ємне стиснення нафти при переході від пластових до поверхневих умов. Так як газ припиняє розчинятися в нафті після тиску насичення, коефіцієнт пластового обсягу починає зменшуватися в зв'язку з сжимаемостью рідини.
Обсяг в баррелях, яку він обіймав одним стандартним барелем нафти разом з розчиненим газом при значеннях тиску і температури вище стандартних, називається коефіцієнтом пластового обсягу нафти. Одиниці виміру Ва - пласто-вий барель на стандартний барель, тобто безрозмірний. Він вимірює об'ємне стиснення нафти при переході від пластових до поверхневих умов. Так як газ припиняє розчинятися в нафті після тиску насичення, коефіцієнт пластового обсягу починає зменшуватися в зв'язку з сжимаемостью рідини.
У. 2. Пластовий тиск і експлуатаційні характеристики родовища Конрой. Значення розчинності газу в нафті Rs відняли з величини ефективного добового або поточного газонафтового фактора R, так як коефіцієнт розчинності газу Rs враховується коефіцієнтом пластового обсягу нафти В, членом рівняння (IV. Зазвичай застосовується термін коефіцієнт усадки - це відношення обсягу нафти на поверхні до об'єму нафти в пластових умовах на точці насичення і звідси він дорівнює зворотній величині коефіцієнта пластового обсягу нафти.
Знижені значення середнього пластового тиску в більш проникною і розробленої частини пласта створюють умови, в результаті яких розрахункові значення початкового запасу нафти будуть малі через невстановлену величини коефіцієнтів пластового обсягу нафти і газу.
Були проведені експерименти зі зразком забійній рідини, взятої з продуктивного пласта в родовищі Лаосу ль, Луїзіана, для визначення: а) розчинність газу, б) коефіцієнта пластового обсягу в залежності від тиску.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
Графік побудови залежності водосодержания нафти в функції обчисленого значення сумарної віддачі, побудований за даними для нафтоносного пласта з пошаровим проникністю. В'язкість пластової нафти становить 434 СПЗ, а в'язкість води 082 СПЗ. Коефіцієнт пластового обсягу нафти дорівнює 1073л43 /Л13 товарної нафти.
Характеристики PVT для диференціального дегазації пластової нафти при температурі 104 4 С.
У деяких випадках 1 м3 залишкової нафти, отриманої після диференціального дегазації, близький до 1 м3 товарної нафти з певного контактного процесу; обидва вони еквівалентні. В даному випадку коефіцієнт пластового обсягу при тиску точки насичення 1335 ме /м3 товарної нафти з контактного процесу дегазації, де використана сепарація при тиску Ь 8 к. Нагадаємо, що коефіцієнт пластового обсягу газу виражається зазвичай двома типами одиниць розмірності, як це було показано в рівнянні (I. Тому слід перевіряти рівняння, що містять коефіцієнт пластового обсягу газу, щоб не помилитися в підборі відповідних одиниць. За допомогою відносини Сиз /Сз визначають нефтеотдачу. Максимальна витяг нафти при пружному режимі знаходять по різниці коефіцієнтів пластового обсягу нафти при початковому тиску і тиску насичення. Як показують розрахунки, нефтеотдача при цьому режимі не перевищує декількох відсотків. при подальшому зниженні пластового тиску переходять на режим газованої рідини.
Цей прийом автоматично встановлює величину сумарної нафтовіддачі при абсолютному виснаженні пластового тиску, або ж при будь-якому обраному тиску закидання родовища. Фізичні дані, що входять в цю трактування: розчинність газу, коефіцієнт пластового обсягу нафти, щільність газу, в'язкості нафти і газу, в залежності від тиску і температури пласта, а також криві залежності співвідношення проникності по газу і нафти від насичення продуктивного колектора.
При вивченні впливу різних фізичних параметрів, які контролюють режим розчиненого газу, необхідно уявити собі, що між різними властивостями вуглеводневих-систем існує тісний зв'язок. Наприклад, зміна в експлуатаційній системі розчинності тягне за собою зміну коефіцієнта пластового обсягу рідини. Практично ж допущення особливих змін в одній з пластових змінних або одночасно в двох змінних може з'явитися кілька штучним. Процеси, що йдуть в пласті, більш чутливі до окремих параметрів, ніж до одночасної зміни всіх факторів.
При вивченні впливу різних фізичних параметрів, які контролюють режим розчиненого газу, необхідно уявити собі, що між різними властивостями вуглеводневих систем існує тісний зв'язок. Наприклад, зміна в експлуатаційній системі розчинності тягне за собою зміну коефіцієнта пластового обсягу рідини. Практично ж допущення особливих змін в одній з пластових змінних або одночасно в двох змінних може з'явитися кілька штучним. Процеси, що йдуть в пласті, більш чутливі до окремих параметрів, ніж до одночасної зміни всіх факторів.
Із сутності коефіцієнта пластового обсягу можна зробити висновок, що в поклади Біг Сенді з кожних 131 м3 пластової рідини тільки 1 ж3 досягає резервуарів у вигляді товарної нафти. Це число (76 3% або 0763) є величиною, зворотною коефіцієнту пластового обсягу і його називають коефіцієнтом усадки. Коефіцієнт пластового обсягу множать на обсяг товарної нафти, щоб знайти її пластовий обсяг. Точно так коефіцієнт усадки множать на пластовий обсяг для знаходження обсягу товарної нафти. У практиці використовують обидва терміни, але прийнятий майже універсально коефіцієнт пластового обсягу.
З цією відмінністю пов'язані інші, ще більш серйозні фактори, що відрізняються швидше ступенем свого впливу на процес нафтовіддачі, ніж властивостями. До цих факторів належать: зниження нефтенасищенності в цілому по пласту, підвищення в'язкості нафти, зменшення коефіцієнта пластового обсягу нафти, підвищення поверхневого натягу нафти, зниження поверхневого натягу на розділі нафту - вода і більш різка різниця в розподілі тиску або насичення зі зміною характеристики породи колектора.
Аналіз газу з родовища Белл. Коефіцієнт пластового обсягу газу, що позначається Bg, виражає відношення обсягу газу, що залягає в продуктивному колекторі, до обсягу того ж кількості газу на поверхні в стандартних умовах psc і Tsc.
коефіцієнт пластового обсягу газу означає, що 1 м3 стандартний (нормальний) газу (при абсолютному тиску 1 кг /см2 і 15 5 С) буде займати в пласті при тиску 221 кг /см. і температурі 100 6 З порові обсяг, рівний 000533 м3 або, задаючись зворотною величиною, 1 м3 норовить простору газового пласта містить 188 м3 газу.
Так як коефіцієнт пластового обсягу газу Bg змінюється зі зміною тиску[см. уравнение (1.7) ], Запас газу в пласті зменшується з падінням тиску.
з суті коефіцієнта пластового обсягу можна зробити висновок, що в поклади Біг Сенді з кожних 131 м3 пластової рідини тільки 1 ж3 досягає резервуарів у вигляді товарної нафти. Це число (76 3% або 0763) є величиною, зворотною коефіцієнту пластового обсягу і його називають коефіцієнтом усадки. Коефіцієнт пластового обсягу множать на обсяг товарної нафти, щоб знайти її пластовий обсяг. Точно так коефіцієнт усадки множать на пластовий обсяг для знаходження обсягу товарної нафти. В практиці використовують обидва терміни, але прийнятий майже універсально коефіцієнт пластового обсягу.
Позначимо Bga - коефіцієнт пластового обсягу газу при тиску закидання; Sgr - залишкову газонасиченості, виражену в частках норовить обсягу після вторгнення пластових вод в розроблювану одиничну площу.
Нагадаємо, що коефіцієнт пластового обсягу газу виражається зазвичай двома типами одиниць розмірності, як це було показано в рівнянні (I. Тому слід перевіряти рівняння, що містять коефіцієнт пластового обсягу газу, щоб не помилитися в підборі відповідних одиниць.
Тут В0 - двофазний коефіцієнт пластового обсягу нафти при тиску р (фізичний зміст цього коефіцієнта зрозумілий з наведеного співвідношення); В00 - то ж, при початковому пластовому тиску.
Згладжування показників об'ємного коефіцієнта. Відносні об'ємні коефіцієнти можуть бути переведені в коефіцієнти пластового обсягу нафти за умови, що коефіцієнт пластового обсягу нафти в точці насичення відомий.
З тієї ж причини бажано домогтися згладжування коефіцієнтів пластового обсягу нафти. Якщо застосовують однофазні коефіцієнти обсягу, то їх зміна з тиском близько до лінійної залежності і цілком достатньо для згладжування коефіцієнтів квадратного тричлена, підрахованого за методом найменших квадратів.
Якщо ж обводнення відбувалося при тиску, коли коефіцієнт пластового обсягу нафти дорівнював 105 то насичення пласта залишкової нафтою в 30% відповідає сумарній видобутку 31 4% перового простору і 52 4% від початкового запасу нафти в надрах.
Перекладаючи її значення в обсяг рідкої фази, отримують коефіцієнт пластового обсягу рідини і усадку.
Ця втрата пов'язана з підвищенням в'язкості нафти і зменшенням коефіцієнта пластового обсягу нафти при зниженому тиску, а також ранньої ліквідацією свердловин, які слід перевести на механізовану експлуатацію.
Якщо для пласта відома критична газонасиченість, з зіставлення однофазних і двофазних коефіцієнтів пластового обсягу нафти можна розрахувати тиск, при якому починають зростати газонафтових чинники експлуатаційних свердловин.
У деяких рівняннях зручніше використовувати член, який називають коефіцієнтом двухфазного пластового обсягу і позначають Bt; його можна визначити в ж3 як обсяг 1м3 товарної нафти з повною початкової нормою ( комплектом) розчиненого газу в умовах поклади при будь-яких пластових тиску і температурі.
Перекладаючи її значення, в обсяг рідкої фази, отримують коефіцієнт пластового обсягу рідини і усадку.
Стандартними умовами є ті, що були використані при підрахунку коефіцієнта пластового обсягу газу. Вони можуть змінюватися на інший стандарт, виходячи із закону стану ідеального газу. Пористість Ф виражається часткою сумарного обсягу колектора, а насичення похованою водою Sw - часткою норовить обсягу.
На рис. III.4 приведена кореляційний номограмма, побудована Стендінг для знаходження коефіцієнта однофазного пластового обсягу. Користуючись номограмою, знаходять значення цього коефіцієнта за розчинності газу, питомій вазі розчиненого газу, питомій вазі товарної нафти і пластової температурі. Шлях послідовного знаходження коефіцієнта пластового обсягу показаний на номограмме стрілками. Якщо пластова рідина буде недосищена, фактор пластового обсягу буде злегка менше.
У таких випадках використовують технічні методи для отримання більш точних значень коефіцієнтів пластового обсягу нафти і газу. Зокрема, застосовують графічні побудови в великих масштабах для незначних знижень тиску. Але кращі результати отримують за допомогою методу найменших квадратів при описі в деяких діапазонах тисків різними апроксимуючими рівняннями.
Підвищення в'язкості нафти в результаті зниження нафто-насиченості погіршує її рухливість; зменшення коефіцієнта пластового обсягу нафти збільшує еквівалент товарної нафти на одиницю зменшення нефтенасищенності перового простору при нагнітанні робочого агента в пласт. Різниця в насиченні і тиску в окремих частинах поклади сприяє проривів робочого агента.
Підвищення в'язкості нафти в результаті зниження нафто-насищешюсті погіршує її рухливість; зменшення коефіцієнта пластового обсягу нафти збільшує еквівалент товарної нафти на одиницю зменшення нефтенасищенності порового простору при нагнітанні робочого агента в пласт. Різниця в насиченні і тиску в окремих частинах поклади сприяє проривів робочого агента.
Згладжування показників об'ємного коефіцієнта. Відносні об'ємні коефіцієнти можуть бути переведені в коефіцієнти пластового обсягу нафти за умови, що коефіцієнт пластового обсягу нафти в точці насичення відомий.
Внаслідок того, що і температура і розчинений газ підвищують обсяг товарної нафти, значення коефіцієнта пластового обсягу нафти завжди буде більше одиниці.
Найнижча в'язкість пластової нафти - 045 сантіпуаз, а найвища 9 5 сантіпуаз, коефіцієнт початкового пластового обсягу нафти мінімум 103 а максимум 167; середнє ущільнення свердловин коливалась від 112 до 18 8 га на свердловину. Всі ці фактори мають деякий вплив на промислову сумарний видобуток, але виявити їх індивідуальний ефект по такому невеликій кількості даних, очевидно, невовможно. Однак, якщо розглядати розміщення свердловин як первинну змінну, яка впливає на сумарний видобуток, слід етметіть, що не було виявлено значного ефекту. Це видно з фіг.
Найнижча в'язкість пластової нафти - 045 сантіпуаз, а найвища 9 5 сантіпуаз, коефіцієнт початкового пластового обсягу нафти мінімум 103 а максимум 167; середнє ущільнення свердловин коливалась від 112 до 18 8 га на свердловину. Всі ці фактори мають деякий вплив на промислову сумарний видобуток, але виявити їх індивідуальний ефект за таким невеликій кількості даних, очевидно, неможливо. Однак, якщо розглядати розміщення свердловин як первинну змінну, яка впливає на сумарний видобуток, слід зазначити, що не було виявлено значного ефекту. Це видно з фіг.
Якщо в рівняннях (III.5) і (III.6) використовувати ці цифри для величин залишкової нефтенасищенності, їх слід збільшити, помноживши на коефіцієнт пластового обсягу. Використовуючи дані табл. 1.8 можна також розрахувати залишкову нефтенасищенность.
Вона пропорційна проникності для нафти, щільності останньої і квадрату синуса кута падіння пласта, а також обернено пропорційна в'язкості і коефіцієнту пластового обсягу нафти.
Уп - порові обсяг пласта, м3; Es, Eh - коефіцієнти майданного і вертикального охоплення пласта витісненням; Вн - коефіцієнт пластового обсягу нафти; (SH) H, (SH) K - початкова (до) і кінцева (після закачування води) нефтенасищен-ність пласта.
Обсяг в баррелях, яку він обіймав одним стандартним барелем нафти разом з розчиненим газом при значеннях тиску і температури вище стандартних, називається коефіцієнтом пластового обсягу нафти. Одиниці виміру В0 - пласто-вий барель на стандартний барель, тобто безрозмірний. Він вимірює об'ємне стиснення нафти при переході від пластових до поверхневих умов. Так як газ припиняє розчинятися в нафті після тиску насичення, коефіцієнт пластового обсягу починає зменшуватися в зв'язку з сжимаемостью рідини.
Обсяг в баррелях, яку він обіймав одним стандартним барелем нафти разом з розчиненим газом при значеннях тиску і температури вище стандартних, називається коефіцієнтом пластового обсягу нафти. Одиниці виміру Ва - пласто-вий барель на стандартний барель, тобто безрозмірний. Він вимірює об'ємне стиснення нафти при переході від пластових до поверхневих умов. Так як газ припиняє розчинятися в нафті після тиску насичення, коефіцієнт пластового обсягу починає зменшуватися в зв'язку з сжимаемостью рідини.
У. 2. Пластовий тиск і експлуатаційні характеристики родовища Конрой. Значення розчинності газу в нафті Rs відняли з величини ефективного добового або поточного газонафтового фактора R, так як коефіцієнт розчинності газу Rs враховується коефіцієнтом пластового обсягу нафти В, членом рівняння (IV. Зазвичай застосовується термін коефіцієнт усадки - це відношення обсягу нафти на поверхні до об'єму нафти в пластових умовах на точці насичення і звідси він дорівнює зворотній величині коефіцієнта пластового обсягу нафти.
Знижені значення середнього пластового тиску в більш проникною і розробленої частини пласта створюють умови, в результаті яких розрахункові значення початкового запасу нафти будуть малі через невстановлену величини коефіцієнтів пластового обсягу нафти і газу.
Були проведені експерименти зі зразком забійній рідини, взятої з продуктивного пласта в родовищі Лаосу ль, Луїзіана, для визначення: а) розчинність газу, б) коефіцієнта пластового обсягу в залежності від тиску.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
V - кількість нафти, спочатку укладеної в пласті; Wp - сумарний видобуток води; We - сумарний обсяг що надходить в продуктивний пласт крайової води; W, - кількість закачаною води; Б (- коефіцієнт пластового обсягу нафти з розчиненим газом; вц - коефіцієнт пластового обсягу нафти при початковому пластовому тиску; Bg - коефіцієнт пластового обсягу газу; Bgi - коефіцієнт пластового обсягу газу при початковому пластовому тиску; т - відношення обсягу початкової газової шапки до початкового об'єму нафти в пласті; RP - сумарний газовий фактор; RSi - початкова розчинність газу; Sw - поточна водонасиченому пористого середовища; Swi - початкова водонасиченому пористого середовища; З /- стисливість породи; Cw - стисливість води; Др - депресія тиску в пласті; G, - сумарна кількість нагнітається газу.
Графік побудови залежності водосодержания нафти в функції обчисленого значення сумарної віддачі, побудований за даними для нафтоносного пласта з пошаровим проникністю. В'язкість пластової нафти становить 434 СПЗ, а в'язкість води 082 СПЗ. Коефіцієнт пластового обсягу нафти дорівнює 1073л43 /Л13 товарної нафти.
Характеристики PVT для диференціального дегазації пластової нафти при температурі 104 4 С.
У деяких випадках 1 м3 залишкової нафти, отриманої після диференціального дегазації, близький до 1 м3 товарної нафти з певного контактного процесу; обидва вони еквівалентні. В даному випадку коефіцієнт пластового обсягу при тиску точки насичення 1335 ме /м3 товарної нафти з контактного процесу дегазації, де використана сепарація при тиску Ь 8 к. Нагадаємо, що коефіцієнт пластового обсягу газу виражається зазвичай двома типами одиниць розмірності, як це було показано в рівнянні (I. Тому слід перевіряти рівняння, що містять коефіцієнт пластового обсягу газу, щоб не помилитися в підборі відповідних одиниць. За допомогою відносини Сиз /Сз визначають нефтеотдачу. Максимальна витяг нафти при пружному режимі знаходять по різниці коефіцієнтів пластового обсягу нафти при початковому тиску і тиску насичення. Як показують розрахунки, нефтеотдача при цьому режимі не перевищує декількох відсотків. при подальшому зниженні пластового тиску переходять на режим газованої рідини.
Цей прийом автоматично встановлює величину сумарної нафтовіддачі при абсолютному виснаженні пластового тиску, або ж при будь-якому обраному тиску закидання родовища. Фізичні дані, що входять в цю трактування: розчинність газу, коефіцієнт пластового обсягу нафти, щільність газу, в'язкості нафти і газу, в залежності від тиску і температури пласта, а також криві залежності співвідношення проникності по газу і нафти від насичення продуктивного колектора.
При вивченні впливу різних фізичних параметрів, які контролюють режим розчиненого газу, необхідно уявити собі, що між різними властивостями вуглеводневих-систем існує тісний зв'язок. Наприклад, зміна в експлуатаційній системі розчинності тягне за собою зміну коефіцієнта пластового обсягу рідини. Практично ж допущення особливих змін в одній з пластових змінних або одночасно в двох змінних може з'явитися кілька штучним. Процеси, що йдуть в пласті, більш чутливі до окремих параметрів, ніж до одночасної зміни всіх факторів.
При вивченні впливу різних фізичних параметрів, які контролюють режим розчиненого газу, необхідно уявити собі, що між різними властивостями вуглеводневих систем існує тісний зв'язок. Наприклад, зміна в експлуатаційній системі розчинності тягне за собою зміну коефіцієнта пластового обсягу рідини. Практично ж допущення особливих змін в одній з пластових змінних або одночасно в двох змінних може з'явитися кілька штучним. Процеси, що йдуть в пласті, більш чутливі до окремих параметрів, ніж до одночасної зміни всіх факторів.
Із сутності коефіцієнта пластового обсягу можна зробити висновок, що в поклади Біг Сенді з кожних 131 м3 пластової рідини тільки 1 ж3 досягає резервуарів у вигляді товарної нафти. Це число (76 3% або 0763) є величиною, зворотною коефіцієнту пластового обсягу і його називають коефіцієнтом усадки. Коефіцієнт пластового обсягу множать на обсяг товарної нафти, щоб знайти її пластовий обсяг. Точно так коефіцієнт усадки множать на пластовий обсяг для знаходження обсягу товарної нафти. У практиці використовують обидва терміни, але прийнятий майже універсально коефіцієнт пластового обсягу.
З цією відмінністю пов'язані інші, ще більш серйозні фактори, що відрізняються швидше ступенем свого впливу на процес нафтовіддачі, ніж властивостями. До цих факторів належать: зниження нефтенасищенності в цілому по пласту, підвищення в'язкості нафти, зменшення коефіцієнта пластового обсягу нафти, підвищення поверхневого натягу нафти, зниження поверхневого натягу на розділі нафту - вода і більш різка різниця в розподілі тиску або насичення зі зміною характеристики породи колектора.