Уравнение материального баланса в нефтедобыче реферат

Обновлено: 07.07.2024

.флюида. Баланс составлялся путем учета всех масс флюида, втекающего и вытекающего за данный период времени. Уравнение материального баланса иногда называют моделью нулевой размерности, так как внутри системы порода— флюид не происходит изменений параметров ни в одном направлении. Насыщенности и давления распределены равномерно по

пласту, и любые изменения давлений мгновенно .передаются всем его точкам. Уравнение материального баланса (рис. 1.3) приведено ниже:

Здесь: Nр - количество добытой нефти; N - количество нефти, первоначально заключенной в пласте; Wр - суммарная добыча воды; We - суммарный объем поступающей в продуктивный пласт краевой воды; Wi - количество закачанной воды; Вt - коэффициент пластового объема нефти с растворенным газом; Вti - коэффициент пластового объема нефти при начальном пластовом давлении; Вg - коэффициент пластового объема газа; Вgi - коэффициент пластового объема газа при начальном пластовом давлении; m - отношение объема начальной газовой шапки к начальному объему нефти в пласте; Rр - суммарный газовый фактор; Rsi - начальная растворимость газа; Sw - текущая водонасыщенность пористой среды; Swi - начальная водонасыщенность пористой среды; Сf - сжимаемость породы; Сw - сжимаемость воды; р - депрессия давления в пласте; Gi - суммарное количество нагнетаемого газа.

При различных алгебраических преобразованиях с помощью этого уравнения можно определить любой из следующих параметров:

2) количество втекающей в пласт воды;

3) размеры газовой шапки и запасы газа;

Уравнение материального баланса решалось либо графически, либо численно. Позднее это уравнение Оде и Гавлена записали как уравнение прямой линии.

Метод материального баланса имеет следующие недостатки:

1) он не позволяет учитывать изменения свойств флюидов и породы в пласте;

2) не рассматриваются динамические эффекты движения флюидов внутри системы.

В дальнейшем при анализе процесса разработки пластов были использованы другие методы. Рассмотрим метод, основанный на использовании резистивно-емкостных электрических сеток.

1.2.2.Аналоговые резистивно-емкостные сетки

Аналоговые резистивно-емкостные сетки обычно называют электрическими анализаторами (электроинтеграторами), в которых для создания электрической модели нефтяного пласта применяют законы электротехники и гидравлики. Анализируя изменения электрических параметров во времени при различных воздействиях, с помощью простых переводных коэффициентов можно оценить процесс разработки пласта. Аналогия между различными системами видна из уравнений, приведенных ниже.

Фильтрация флюида в образце описывается следующим образом:

Движение электрического тока в проводнике можно определить по формулам

Соответствие .параметров, указанных в формулах, приведено в табл. 1.1. ТАБЛИЦА 1.1

Аналогия между характеристиками флюидов и понятиями,

принятыми в электротехнике

Объем флюидов (запасы)

Емкостъ электрическая С e

Истинное время процесса t

Время моделирования t

Резистивно-емкостная сетка К-С (электрическая сеточная модель) обычно представляет собой двумерную модель пласта. На рис. 1.4, 1.5 и 1.6 показаны схемы моделирования нефтеносного района [4] с помощью сетки К-С. Уравнения (1.2) и (1.3) отражают однозначную связь следующих величин:

Сопротивления сетки К вычисляют по данным о реальных проницаемостях k в соответствующих секторах месторождения. Электрические параметры (напряжение и силу тока) замеряют, при этом значения емкостей могут изменяться.

1.2.3.Электролитические модели

Электролитические модели стационарных процессов разрабатывались некоторыми исследователями, такими, как Ботсет, Виков и Маскет, с целью анализа движения фронтов флюидов в пласте. Принцип действия этих моделей основан на аналогии между законом Ома для электрического тока в проводнике и законом Дарси для пористой среды. Если источники и стоки при фильтрации флюида и границы прристой среды определены с

Рис. 1.4. Схема моделирования

Рис. 1.5. Схема моделирования

достаточной степенью точности, то для исследования движения флюидов в стационарных условиях обычно применяют модель, изготовленную из промокательной бумаги или пластин желатина. При этом обеспечивается геометрическое подобие модели, а масштаб по вертикали увеличивается. Напряжение прикладывается в точках расположения скважин (в данном случае к медным электродам), и продвижение фронта флюида прослеживается по движению окрашенных ионов от отрицательного электрода к положительному. Среда (промокательная бумага или пластины желатина) предварительно пропитывается бесцветным раствором нитрата цинка. Ионы меди движутся под прямым углом к эквипотенциальным линиям поля. Рис. 1.7 иллюстрирует характер вытеснения флюида. Рис. 1.6. Схема резистивно-емкостной

сетки для Восточно-Тексасского месторождения

1.2.4.Потенциометрические модели

Потенциометрическая модель - это модель стационарного течения флюида, представляющая собой сосуд, повторяющий форму границ пласта. Глубина этого сосуда пропорциональна значениям проницаемости и толщины изучаемого объекта. Скважины моделируются медными электродами, расположенными в пространстве, заполненном электролитом, например хлористым калием. Дебиты эксплуатационных и нагнетательных скважин во избежание электролиза моделируются заданными значениями переменных токов. Потенциометрические модели предназначены для определения стационарного распределения потенциалов. Так как это распределение аналогично распределению давлений в пласте, то линии тока могут быть проведены путем построения семейства точек под прямым углом к линиям равных потенциалов.

На практике линии равных потенциалов определяют с помощью

Рис. 1.7. Электролитические модели: 1 - экплуатационная скважина; 2 - нагнетательная скважина подвижного зонда, управляемого сервомеханизмом. Если будет установлено положение заданной линии равных потенциалов, направление вектора линии тока определяется положением перпендикуляра, которое непрерывно фиксируется под прямым углом к положению зонда. Таким образом, к концу измерений одновременно определяются положения линий равных потенциалов и линий токов.

Рис. 1.8. Потенциометрическая модель:

1 - нагнетательная скважина: 2 - эквипотенциальная поверхность; 3 - эксплуатационная скважина; 4 - линия тока; 5 - положение фронта флюида

После получения линий тока можно определить положение фронта заводнения путем вычисления расстояния, пройденного закачиваемой водой вдоль каждой линии тока, выходящей нз нагнетательной скважины. Положение фронта заводнения на определенный момент времени показано на рис. 1.8.

1.2.5.Численные модели

Для решения математических уравнении, которые описывают поведение флюидов в пористой среде, применяют численные модели и цифровые вычислительные машины. При этом обычно используется метод сеток. Численные модели были разработаны в середине

МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС
Простейшей формой динамической модели является
материальный баланс.
Материальный баланс – простая концепция,
подчиняющаяся закону сохранения масс, согласно
которому извлеченный объем равен сумме изменения
первоначального объема и привнесенного объема (в
пласте, например).
Vизвлеченный = ∆Vпервоначальный + Vпривнесенный
ПРИМЕР Архимеда
Любое моделирование должно поддерживаться
проверкой с использованием метода материального

4. Вывод уравнения материального баланса

Из пласта добывается нефть (NpBo), давление в пласте (Pr) ниже
начального (Pri) на P, но выше давления насыщения (Pb),
недонасыщенный пласт Pri > Pr > Pb.
Нет притока воды и нет добычи воды.
NpBo = Vизвлеченный = Vпервоначальный = Vw + Vo + Vf
Vo1 = Vw
Vo2 = Vo
Vo
Vпервоначальный
Voi, Soi
Vo, So
Vwi, Swi
Vw, Sw
Vfi
Pri
Vo3 = Vf
Vfi
расширение воды
Vo, So
+
Vf
+
Vw
Vw, Sw
Vfi
расширение нефти
Vf
сжатие пор

5. Вывод уравнения материального баланса

NpBo = Vw + Vo + Vf
накопленная добыча нефти равна сумме изменений объемов воды, нефти и пор
Vfi = Voi / Soi = Vwi / Swi = Vo / So = Vw / Sw
например:
Vfi=100, Voi=60, Vwi=40, Vfi = Voi + Vwi = 60 + 40 = 100
Soi=0.6, Swi=0.4, Soi + Swi = 0.6 + 0.4 = 1
Voi / Soi = 60 / 0.6 = 100 = Vfi
Vwi / Swi = 40 / 0.4 = 100 = Vfi
Vfi=100, Vo=50, Vw=50, Vfi = Vo + Vw = 50 + 50 = 100
So=0.5, Sw=0.5, So + Sw = 0.5 + 0.5 = 1
Vo / So = 50 / 0.5 = 100 = Vfi
Vw / Sw = 50 / 0.5 = 100 = Vfi

6. Вывод уравнения материального баланса

NpBo = Vw + Vo + Vf
накопленная добыча нефти равна сумме изменений объемов воды, нефти и пор
Изменение объема воды Vw равно произведению объема воды Vw на
сжимаемость воды Cw и на изменение давления P :
Vw = Vw * Cw * P
Объем воды Vw равен произведению начального объема воды Vwi на
коэффициент изменения насыщенности воды Sw / Swi :
Vw = Vwi * (Sw / Swi)
значит
так как
тогда
Vw = Vwi * (Sw / Swi)* Cw * P
Vwi / Swi = Voi / Soi ,
то
Vwi = Voi / Soi * Swi
Vw = (Voi / Soi * Swi * Sw / Swi) * Cw * P
в скобках сокращаем
Swi ,
Vw = Voi * (Sw / Soi)* Cw * P

7. Вывод уравнения материального баланса

NpBo = Vw+ Vo + Vf
накопленная добыча нефти равна сумме изменений объемов пор, нефти и воды
Изменение объема нефти Vo равно произведению объема
нефти Vo на сжимаемость нефти Co и на изменение давления P:
Vo = Vo * Co * P
Объем нефти Vo равен произведению начального объема нефти
Voi на коэффициент изменения насыщенности нефти So / Soi :
Vo = Voi * (So / Soi)
Следовательно,
Vo = Voi * (So / Soi) * Co * P

8. Вывод уравнения материального баланса

NpBo = Vw+ Vo + Vf
накопленная добыча нефти равна сумме изменений объемов пор, нефти и воды
Изменение объема пор Vf равно произведению начального
объема пор Vfi на сжимаемость породы Cf и на изменение
давления P :
Vf = Vfi * Cf * P
Начальный объем пор Vfi можно выразить как отношение
начального объема нефти Voi к начальной нефтенасыщенности
Soi :
Vfi = Voi / Soi
Следовательно,
Vf = Voi / Soi * Cf * P

9. Вывод уравнения материального баланса

NpBo = Vf + Vo + Vw
накопленная добыча нефти равна сумме изменений объемов воды, нефти и пор
Vw = Voi * Sw / Soi * Cw * P
Vo = Voi * So / Soi * Co * P
Vf = Voi / Soi * Cf * P
NpBo = (Voi/Soi*Cf* P) + (Voi*So/Soi*Co* P) + (Voi*Sw/Soi*Cw* P)
Voi* P
NpBo = Voi P*(Cf/Soi + CoSo/Soi + CwSw/Soi)
из всех трех скобок вынесем
NpBo = Voi* P*((Cf + CoSo + CwSw)/Soi)
Определим Ce = (Cf + CoSo + CwSw)/Soi , (эффективная сжимаемость).
Начальный объем нефти Voi равен произведению запасов нефти N на
начальный объемный коэффициент нефти Boi , Voi = N*Boi .
N B = N * B * P * C

10. Вывод уравнения материального баланса

1. - Недонасыщенный пласт – давление в пласте
выше давления - насыщения (Pr > Pb)
- Нет притока воды и нет добычи воды
При этих условиях уравнение материального баланса
имеет следующий вид:
NpBo = N * Boi * P * Ce

11. Вывод уравнения материального баланса

Рейтинг: / 1

Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде:

Мн = М(t) + Мдоб(t), где

Мн — начальная масса газа в пласте;

М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

Мдоб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициента пористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных — снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине

Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь

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.

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

G_н , G_г – объемы нефти и газа в м 3 в пластовых условиях.

Разработка ведется с заводнением. В нефтяной пласт поступает W_в – кубометров воды и извлекается Q_в. В пласте остается (W_в – Q_в) м 3 воды. После извлечения Q_н объемов нефти на момент снижения пластового давления до Р в залежи осталось ΔG_н объемов нефти.

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

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:

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

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

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.

объем воды в залежи изменился за рассматриваемый период на

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

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

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, м 3 :

Применение метода материального баланса для расчета прогнозных показателей разработки нефтяного месторождения

Application of material balance method for calculating the forecast of oil field development

V.I. Nikishov, A.I. Utarbaev (Rosneft Oil Company OJSC), V.A. Fedorov (RN-UfaNIPIneft LLC)

It is marked, that the considered method allows to predict the basic parameters of individual patterns of wells by carrying out of geological and technical measures and the base well stock, and not simply the whole well stock. The method of prediction of watering by the determination of recoverable reserves on the basis of the ln(oil-water ratio) method is given.

В настоящее время остаются актуальными оперативные методы анализа и прогноза разработки нефтяного месторождения, в частности метод материального баланса. Его очевидными преимуществами являются быстрота и наглядность реализации, что очень удобно при анализе эффективности различных планируемых геолого-технических мероприятий (ГТМ), например, заводнения. Основной недостаток - грубость расчетов в модели материального баланса, являющаяся следствием усреднения параметров разработки (пластового давления, добычи) на большие участки месторождения (ячейки).

Основным показателем разработки ячейки месторождения в модели материального баланса является энергетическое состояние рассматриваемого объекта разработки - среднее пластовое давление. Исходя из динамики фактического пластового давления (усреднения замеров в скважинах) проводится адаптация модели материального баланса: корректируются запасы рассматриваемого участка, физико-химические свойства нефти и газа, взаимодействие с законтурной областью (аквифером) и др. В ходе данной адаптации анализируются показатели разработки участка месторождения, в результате можно получить численную модель, пригодную для определения эффективности планируемых ГТМ.

Подробно вывод уравнений материального баланса описан в работах [1, 2]. В данной статье рассматривается методика расчета прогнозных показателей различных вариантов разработки для ячейки или месторождения, причем совместно с численным решением уравнения материального баланса приводятся кривые вытеснения, с помощью которых прогнозируется обводненность фонда скважин. Примерная схема данных расчетов приводилась в работе [3]. Наряду с этим представлен алгоритм ведения различных ГТМ и предлагаются расчетные формулы, позволяющие разделять все извлекаемые запасы фонда на составляющие: базовый фонд и фонд скважин, в которых проводятся ГТМ, - для того, чтобы иметь возможность отследить динамику прогнозной добычи каждой группы скважин.

Уравнение материального баланса

Общий вид уравнения материального баланса для пластов с газовой шапкой и без нее приведен в работе [1] (с. 154, формула 6.33). Все объемы: запасы нефти и газа, накопленные отборы нефти, воды и газа, закачка воды выражаются в поверхностных условиях. Если текущее пластовое давление р больше давления насыщения рь, газовая шапка отсутствует (начальные балансовые запасы газа 6=0), газонефтяной фактор равен газосодержанию и двухфазный объемный коэффициент нефти В(0 равен объемному коэффициенту нефти В0, то уравнение баланса преобразовывается к виду

где N - начальные балансовые запасы нефти, м3; с0 - сжимаемость нефти, МПа-1; ст=(сш$и+с)/(1-$и)) - общая (эффективная) сжимаемость воды и порового объема, МПа-1; сш - сжимаемость воды, МПа-1; - начальная водонасыщенность; с^ - сжимаемость порового объема породы, МПа-1; Ар - перепад давления, МПа; Np - накопленная добыча нефти, м3; - накопленная добыча воды, м3; ^ - накопленная закачка воды, м3; Вш - объемный коэффициент воды; Же - накопленный приток воды из законтурной области, м3.

Уравнение (1) - известное уравнение материального баланса для месторождений с недонасыщенной нефтью, т.е. для условий, когда начальное пластовое давление выше давления насыщения.

70 022010 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Задание модели материального баланса и приведение ее к виду, удобному для расчетов

Для месторождений с газовой шапкой можно считать, что нефте-содержание в газе Яр равно нулю. Поэтому уравнение из работы [1] (с. 154, формула (6.33)) можно привести к следующему виду:

где 1 - коэффициент эффективности закачки; Е011)=Е0+ВастАр -совместное расширение нефти, воды и породы, м3/м3; Е=В0-ВЫ -коэффициент расширения нефти, м3/м3; Gp - накопленная добыча газа, м3; Е^^Е^В^вуАр - совместное расширение газа, воды и породы, м3/м3; Е=В^-В^ - коэффициент расширения газа, м3/м3; В^ - объемный коэффициент газа, м3/м3; Яр^р^р - накопленный газонефтяной фактор, м3/м3.

Вывод уравнения, которое получается путем преобразования уравнения (2), дан также в работе [2] (с. 122-123).

Для того, чтобы задать модель материального баланса, к уравнению (2) необходимо добавить два уравнения: 1) уравнение, связывающее добычу жидкости и закачку с динамикой среднего пластового давления и среднего забойного давления в скважинах рассматриваемого участка через суммарные коэффициенты продуктивности и приемистости (эта взаимосвязь необходима при расчете прогнозных показателей); 2) уравнение, описывающее взаимодействие законтурной области и нефтяного пласта.

Допустим, известна история разработки исследуемого участка месторождения для моментов времени / / = 1. К. Первое из требуемых уравнений можно задать, определив отбор жидкости и закачку за j-й промежуток времени соответственно по формулам

где (мр1, - соответственно отбор нефти, воды и закачка воды за промежуток времени с (/'-1) до , Апр, А- соответственно суммарный коэффициент продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин участка; ррт^, Рм/ - среднее забойное давление соответственно в добывающих и нагнетательных скважинах.

Формулы (3) и (4), применяемые сразу ко всем добывающим и нагнетательным скважинам, являются некоторым обобщением соотношения Дюпюи для одной скважины.

Водоносный горизонт зададим как ограниченную залежь воды с поровым объемом Qa, гидродинамически связанную с нефтяной залежью, с коэффициентом проводимости Ае, а также с притоком воды через внешнюю границу с коэффициентом проводимости АЬотф т.е. законтурная область и переток из нее в пласт в нашем случае будет задаваться с помощью следующих формул:

йьоипй =а 4Ьоиш1( Ро~ Р1 )'

где у - параметр, необходимый для адаптации скорости притока из законтурной области; ¥1 - давление в законтурной облас -ти в -й момент времени; р - пластовое давление в -й момент

времени; (Ь0ипа> - соответственно приток из законтурной области в пласт и приток в законтурную область через внешнюю границу за /-й промежуток времени; а - параметр, характеризующий приток в законтурную область через внешнюю границу; p0=pi - начальное пластовое давление.

Система уравнений (3)-(7) вместе с уравнением (2), записанным для каждого момента времени /, / = 1, . К, представляет собой математическую модель материального баланса исследуемого участка месторождения. После приведения данной модели к численному виду удобному для расчетов, использовав в качестве способа приведения линеаризацию параметров В0, В^ Я5 относительно давления (поскольку именно эти параметры обусловливают нелинейность), модель материального баланса можно будет свести к решению на каждом -м шаге системы двух линейных уравнений относительно пластового давления и давления в законтурной области.

Причем в случае адаптации (решения модели материального баланса для известной истории разработки участка месторождения) и прогноза (использования модели материального баланса для расчета прогнозных показателей разработки) коэффициенты этих линейных уравнений будут записываться по-разному.

Адаптация модели материального баланса

Адаптацию модели материального баланса можно проводить, минимизируя невязку между расчетными по истории разработки пластовыми давлениями и фактическими замерами. При этом для каждого из параметров (объем законтурной области, коэффициент проводимости, коэффициент эффективности закачки, коэффициенты сжимаемости флюидов и др.), по которым рассчитывается невязка для расчетных значений пластового давления, задается определенная область допустимых значений.

Прогнозирование различных вариантов разработки

Для проведения прогнозов рассмотрим два основных вида ГТМ:

1) мероприятия, способствующие увеличению добычи на участке (ввод новых скважин, ГРП на действующем фонде и др.)

2) ввод скважин в систему ППД на участке (перевод добывающих и ввод новых скважин в систему ППД).

Распишем каждое из таких мероприятий в терминах расчета прогнозных показателей разработки участка месторождения. Вначале распишем способ расчета базового варианта разработки, т.е. варианта, при котором режимы работы скважин не меняются, и на участке не проводятся ГТМ.

В дальнейшем для простоты будем считать, что суммарный газовый фактор Ягф=(р1/Q0pl на прогноз не меняется, т.е. остается равным газовому фактору за последний месяц. Это достаточно грубое предположение при прогнозировании разработки месторождения с газовой шапкой. Однако в условиях неточности данн

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

КОРНИЛОВ А.В., МАЛЫШЕВ А.С., НИКИШОВ В.И., СТРИЖНЕВ В.А., ФЕДОРОВ К.М. — 2009 г.

Читайте также: