Метод мат-го баланса при ПЗ нефти

ММБ основан на изучении изменения физии-х параметров жидкости и газов, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления при разработке.

В процессе извлечения из пласта жидкости (Н и В) и Г, в нем происходит непрерывное перераспределение Н, В и Г вследствие изменения P_пл. Вывод уравнения материального баланса основан на изучении баланса между первоначальным объемом содержания в недрах УВ и количеством УВ, добытых и оставшихся в недрах / на определении освобожденного объема пор в пласте в процессе добычи Н, В и Г. В соответствии с эти вывод уравнения материального баланса можно базировать на одном из следующих положений:

1) на сохранении материи, т.е. постоянном суммировании добытых и оставшихся в недрах УВ, выраженных в весовых / объемных единицах.

2) на постоянном объеме пор, первоначально занятых Н и Г.

При выводе формул для простоты расчетов не учитывают упругие свойства породы и флюидов, имея в виду сравнительно небольшие значения этих свойств в общем энергетическом балансе природного резервуара, содержащего Н и Г.

При использовании метода материального баланса состав пласта рассматривается в динамике, в зависимости от отбора жидкости и газа и падения P_пл. Вывод уравнения, основанный на законе постоянного объема пор, первоначально занятых Н и Г, базируется на том, что освобожденный в пластовых условиях объем пор (в результате добычи Н, Г, В, а также усадки нефти) равен занятому объему пор (из-за расширения газовой шапки, выделения газа из нефти, вхождения в пласт воды). В этом случае предусмотрен постоянный объем пор нефтяного пласта во все периоды его разработки, хотя часть этого объема, первоначально занятого лишь Н и Г, может быть в дальнейшем занято краевой / подошвенной водой. Роль связанной воды при этом не учитывается, т.к. предполагается, что эта вода не принимает участие в перераспределении Н, Г и краевой воды.

Вывод формулы подсчета запасов по методу материального баланса основан на положении постоянного первоначального объема пор Н и Г.

Исходные условия: пласт содержит насыщенную Г нефть; к началу разработки имеется газовая шапка; в процессе разработки наблюдается продвижение контурных вод; добыча газа из газовой шапки не производится.

V_пор = const

На начало разработки V_пор = V_н^пор + V_г^пор, где V_н^пор = G_н×b_н0, V_г^пор = G_г×b_г0;

b_н0, b_г0 – соответственно объемные коэффициенты нефти и газа на начало разработки;

G_н , G_г – объемы нефти и газа в м³ в пластовых условиях.

V_пор = G_н×b_н0 + G_г×b_г0

Разработка ведется с заводнением. В нефтяной пласт поступает W_в – кубометров воды и извлекается Q_в. В пласте остается (W_в – Q_в) м³ воды. После извлечения Q_н объемов нефти на момент снижения пластового давления до Р в залежи осталось ΔG_н объемов нефти.

ΔG_н = G_н×b_н0 – (G_н – Q_н)×b_н

Количество свободного газа в пласте после добычи Q_н объемов нефти пересчитывается с учетом его объема, выделяющегося из нефти при понижении пластового давления.

В начале разработки количество свободного газа в пласте определяется его содержанием в газовой шапке, т.е. если

Г_ш = V_г/V_н,

где Г_ш – отношение объема пласта, содержащего газ в газовой шапке, к объему пласта, содержащего нефть с растворенным газом.

Тогда объем свободного газа в пласте составит:

G_г×b_г0 = G_н×b_н0×Г_ш

а общее количество газа с учетом объема растворенного в нефти, будет равно

G_г = G_н×b_н0×Г_ш/b_г0 + G_н×Г₀,

где Г₀ – начальное газосодержание в нефти.

Если за рассматриваемый период разработки из залежи добыто Q_н×Ғ объема газа (Ғ – средний газовый фактор за этот период), то объем свободного газа в пласте останется равным

G_сг = (G_н×b_н0×Г_ш/b_г0 + G_н×Г₀ – Q_н×Ғ – (G_н – Q_н)×Г)×b_г,

где Г – газосодержание нефти при текущем давлении Р.

Уменьшение объема свободного газа определяется разностью между его запасами в начальный момент времени и при P текущем.

ΔG_г = G_н×b_н0×Г_ш – (G_н×b_н0×Г_ш/b_г0 + G_н×Г₀ – Q_н×Ғ – (G_н – Q_н)×Г)×b_г,

объем воды в залежи изменился за рассматриваемый период на

W_в – Q₀×b_в,

т.к. объем порового пространства в пределах залежи неизменный, то с учетом уравнений получим

G_н×b_н0–(G_н–Q_н)×b_н+G_н×b_н0×Г_ш–(G_н×b_н0×Г_ш/b_г0+G_н×Г₀–Q_н×Ғ–(G_н–Q_н)×Г)×b_г = W_в–Q₀×b_в

Это уравнение представляет собой обобщенное выражение материального баланса при разработке без учета изменения порового пространства от давления.

Введем: B = b_н + (Г₀ – Г)×b_г

B – коэффициент, зависящий от давления, и характеризует изменение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего до атмосферного или двухфазный объемный коэффициент.

После преобразований балансовые запасы нефти в пласте G_н, м³:

G_н = [Q_н×(B+(Г₀ – Г)×b_г)–(W_в–Q₀×b_в)] / [B–b_н0+ Г_ш×b_н0/b_г0×(b_г–b_г0)]

Запасы нефти, подсчитанные по методу материального баланса G_н = 0,8×Q_б (балансовые запасы нефти, рассчитанные объемным методом), т.е. методом материального баланса рассчитываются «активные запасы нефти».