Здравствуйте, уважаемые инженеры-нефтяники. Заранее прошу прощения за столь глупый вопрос. Возникла проблема в задачах с подсчетом начальных пластовых объемов нефти объемным методом и методом математического баланса. Можете, пожалуйста, помочь разобраться? Меня, как студента, крайне интересует почему настолько большой разброс получили результаты расчетов начальных пластовых запасов объемным методом и методом математического баланса. Ниже я описал расчеты подробнее.
Объемным методом были рассчитаны: объем нефти вытесненной за счет расширения нефти = 205632 м^3, объем нефти вытесненной за счет расширения связанной воды = 20412 м^3, объем нефти вытесненной за счет расширения породы = 181440 м^3, объем нефти вытесненной за счет расширения воды в окружающей водоносной части = 1417500 м^3, объем нефти вытесненной за счет расширения породы в окружающей водоносной области = 1890000 м^3 и соответственно суммарный объем извлеченной нефти = 3.7 млн м^3, начальный же объем составил 28.56 млн м^3.
Методом материального баланса были рассчитаны: OIIP = Np/(Ct*ΔP) = 3.7 млн / (8.67 * 10^(-5) * (160-70)) = 475.8 млн м^3.
Т.е. разница в результатах расчетов начальных пластовых запасов составляет почти 450 млн м^3.
При этом расчете было пренебрежено газонасыщенностью. Объем добываемой воды (Wp) при падении давления на ΔP = 0, приток воды (We) = 0, объем нефтенасыщенной породы в пласте (V) = 168 млн м^3, коэффициент пористости = 0.2, коэффициент водонасыщенности = 0.15, коэффициенты сжимаемости нефти, воды, порового пространства соответственно равны: 8*10^(-5), 4.5*10^(-5) и 1.2*10^(-5). объем нефти добываемой при падении давления на величину ΔP (Np) = 3.7 млн м^3.
Овер40мПас, смотри, "объем нефти вытесненной за счет расширения нефти = 205632 м^3". Если ее брать в расчет, то получаем: N = Np/[c_t*(Pini - Pend)] = 205,632/[8.67 * 10^(-5) * (160-70)] = 26,352,941 m3, то есть не так далеко от указанных "28.56 млн м3"
Подскажите, пожалуйста, чем же обусловлен подобный выбор?
Овер40мПас, у тебя три составляющих, которые расширяются при снижении давления. Нефть, вода, матрица.
Известен начальный объем нефти(в пластовых условиях) - 28.56 млн м3.
Начальный объем воды в пределах залежи - Swc*28.56/(1-Swc) = 0.15*28.56/(1-0.15) = 5.04 млн м3.
Начальный объем матрицы породы в пределах залежи - (28.56+5.04)/phi = (28.56+5.04)/0.2 = 168 млн м3.
Теперь если находит начальный объем для каждой из компонент через соответствующую сжимаемость в пределах залежи, то получим:
Для нефти - Np_by_c_oil/[c_oil*(Pini - Pend)] = 205,632/[8.*10^(-5) * (160-70)] = 28.56 млн м3
Для воды - Np_by_c_water/[c_water*(Pini - Pend)] = 20,412/[4.5*10^(-5) * (160-70)] = 5.04 млн м3
Для матрицы породы - Np_by_c_matrix/[c_matrix*(Pini - Pend)] = 181,440/[1.2*10^(-5) * (160-70)] = 168 млн м3
Также можно было бы посчитать и сравнить для водоносной части, но ее начальные объемы не увидел из условия.
Большое спасибо! Вы мне очень помогли.
Доброго дня, Over40mPas!
При расчёте ММБ, как выше отмечал Рушан, Вы пренебрегли влиянием водоносной области.
Весьма интересно будет узнать, как определяли ОБЪЁМНЫМ методом вытеснение нефти за счёт различных составляющих, а так же - почему объем нефти вытесненной за счет расширения воды в окружающей водоносной части (1,4 млн.м3) ниже объем нефти вытесненной за счет расширения породы в ней (1,9 млн.м3), при том, что сжимаемость воды у Вас - 4.5*10^(-5) и значительно выше сжимаемости порового пространства 1. 2*10^(-5).
Если тема закрыта - можно не отвечать)