Расчет показателей разработки нефтегазового месторождения методом материального баланса

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УгВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УгВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.
Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УгВ.

 

За основу вывода уравнения материального баланса принимается одно из двух следующих положений:

1. постоянство суммы добытых и оставшихся в недрах углеводородов (сохранения материи);

2. постоянство объема пор, первоначально занятых нефтью и газом.

Формула для подсчета запасов нефти имеет следующий общий вид:

Q = ,

где Q – балансовые запасы нефти, т; Qн – накопленная добыча нефти, т; b1 – двухфазный объемный коэффициент совместно пластовой нефти и газа, учитывающий изменение единицы объема нефти при контактном методе ее использования путем снижения давления от p0 до p; b0 – однофазный пластовый коэффициент пластовой нефти на начало разработки; rp – средний газовый фактор за период добычи Qн объемов нефти, отнесенный к стандартным условиям; r0 – число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем начальном пластовом давлении; – объемный коэффициент пластового газа при давлении p на дату расчета, равный =0,00351 z (z = – коэффициент сжимаемости); 0 – объемный коэффициент пластового газа при давлении p0 на начальную дату δ –отношение объема газовой шапки (в пластовых условиях) к объему нефти с растворенным в ней газом; W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях); ω – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях).

Упругий режим. Если из залежи с начальными запасами Qн0 отобрано Qн нефти, то объем нефти, оставшийся в залежи (Qн0 – Qн) b (b – объемный коэффициент пластовой нефти), будет определяться разницей между текущим объемом пор Vп – Vп0 (1– βпΔρ) и объемом расширившейся связанной воды Vв – Vп0 κв (1 + βпΔρ), где Vп0 – общий начальный объем пор залежи, κв – коэффициент водонасыщенности.
Уравнение материального баланса будет иметь вид:

(Q н0 – Q н) b = V п0 (1 – βпΔρ) – V п0 κв (1 + βвΔρ)

Так как

Q н0 b = V п0 (1 – κв),

то, разделив на и выразив

bo / b =1 + βп Δ ρ,

получим

Q н0 =

Этим выражением можно пользоваться только для подсчета запасов в терригенном и карбонатном коллекторах. Его можно существенно упростить, если βв = 0 и κв = 0.

Тогда

Q н0 =

В несколько измененном виде эта формула применима для подсчета запасов нефти в наиболее сложном трещиновато-кавернозном карбонатном коллекторе. В таком коллекторе нередко нефть находится во вторичных пустотах, а первичные поры матрицы насыщены водой. Вместе с тем водонасыщенность вторичных пор близка к нулю. Исходя из сказанного, получаем:
Qн0 = ,

где βв.п – коэффициент сжимаемости вторичных пустот, равный 0,1 Мпа-1.

Упруговодонапорный режим. Если из залежи отобрано Qн нефти и W΄ воды, то объем оставшейся нефти при текущем давлении p будет определяться разницей между суммой текущего объема пор и отобранной воды W΄λ (λ – объемный коэффициент пластовой воды) и суммой объемов расширившейся связанной воды и внедрившейся в залежь воды Wλ, т.е.
(Qн0-Qн) b =

где W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях);

После преобразования получим:
Qн0 =

где ω – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях).

Формула, характеризующая работу залежи на режиме растворенного газа, имеет вид:
Qн0 = Qн
Точность рассмотренных формул материального баланса в значительной мере зависит от качества и регулярности наблюдений за отборами нефти, газа и воды, а также за изменением пластового давления. Для расчета Δ p необходимо составлять карты изобар pпр, и по ним определять текущее средневзвешенное пластовое давление. Величина Δ pi равна разности pпр – pi. Для неоднородного коллектора учитывается средневзвешенное давление, определяемое взвешиванием его по объему.
К недостаткам метода материального баланса относятся следующие недостатки:

1) не учитываются изменения свойств флюидов и породы в пласте;

2) не рассматриваются динамические эффекты движения флюидов внутри системы.