Расчёт величин эффективных нефтенасыщенных толщин

 

Например:

Площадь участка f₁ между изопахитами 0 – 5 м

 

h₁ = N (n₀ – n₅),

 

где N – цена деления планиметра с учётом масштаба структурной карты;

n₀ – число делений планиметра вдоль внешнего контура нефтеносности (изопахита с величиной, равной 0 метров);

n₅ – число делений планиметра вдоль внутреннего контура нефтенос–ности (изопахита с величиной, равной 5 метров);

h₁ – средняя взвешенная величина изопахиты 2,5 м (от 0 до 5 м).

Площадь участка f₂ между изопахитами 5 – 10 м

 

f₂ = N (n₅ – n₁₀),

 

n₁₀ – число делений планиметра вдоль внутреннего контура нефтенос–ности (изопахита с величиной, равной 10 метров);

h₂ – средняя взвешенная величина изопахиты 7,5 м (от 5 до 10 м).

Площадь участка f₃ между изопахитами 10 – 11,2 м

 

f₃ = N n₁₀,

 

n₁₀ – число делений планиметра вдоль внутреннего контура нефтенос–ности (изопахита с величиной, равной 10 метров);

h₃ – средняя взвешенная величина изопахиты 10,6 м (от 0 до 5 м).

 

Рис. 4.2. подсчётный план пласта (А) и карта его эффективных нефтенасыщенных толщин (Б).

 

Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m) характеризуется отношением объёма сообщающихся пор в породе к объёму породы.

При подсчёте запасов нефти используется средняя величина открытой пористости, которая рассчитывается как средняя арифметическая взвешенная по площади величина на карте эффективной открытой пористости (рис. 4.3) по формуле:

 

m’ = (m₁*f₁ + m₂*f₂ + m₃*f₃ + … + m_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n),

 

где m₁; m₂; m₃; …; m_n – пористость на каждом отдельном участке;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка с одинаковой пористостью (м²).

При малом количестве фактических данных об открытой пористости продуктивного пласта величина пористости определяется по формуле:

 

m’ = (m₁ + m₂ + m₃ + … + m_n) / (n),

 

Коэффициент эффективной (открытой) пористости

 

m = m’ / 100

 

Коэффициент нефтенасыщенности пород (β) выражает отношение объёма содержащейся в породе нефти к суммарному объёму пор.

Этот коэффициент определяется через процентное содержание связанной воды в породах (К_в), т.е.

 

β = 1 – К_в /100,

 

где β – коэффициент нефтенасыщенности;

К_в /100 – коэффициент водонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности (К_в /100) зависит от типа пород–коллекторов и их проницаемости и рассчитывается по кривым зависимости содержания связанной воды от проницаемости породы для каждого типа коллекторов (рис. 4.4).

В свою очередь, как известно, тип пород–коллекторов характеризуется геометрией порового пространства, смачиваемостью пористой среды и т.д. и определяется по максимальному содержанию отдельных фракций в породе (табл. 4.2 в исходных данных – смотри выше).

Зная тип коллекторских пород и характерную для них среднюю арифметическую величину проницаемости, находим количество связанной воды (см. рис. 4.4). После определения содержания связанной воды рассчитывается коэффициент нефтенасыщенности по формуле:

 

β = 1 – К_в /100,

где К_в – количество связанной воды (%).

 

 

Рис. 4.3. Карты эффективной (А) и абсолютной (Б) пористости продуктивного пласта.

 

 

Рис. 4.4. Зависимость содержания связанной воды от проницаемости горных пород.

1 – мелкозернистые пески; 2 – среднезернистые пески; 3 – крупнозернистые пески, известняки и доломиты; 4,5 – песчаники различных участков месторождения Туймазы; 6 – известняки месторождения Ново–Степановка; 7 – известняки месторождения Карташёво (кривые 1, 2, 3 даны по П. Джонсу, а кривые 4, 5, 6, 7 – по С. Заксу)

 

 

Прежде чем приступить к расчёту плотности нефти (ρ) и пересчётного коэффициента (θ), необходимо рассчитать объёмный коэффициент пластовой нефти (b).

Объёмный коэффициент пластовой нефти (b или β) учитывает различие свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, которое обусловлено наличием в пластовой нефти растворённого газа C_n H_2n+2. Он показывает, какой объём в пластовых условиях занимает 1 кубический метр сепарированной нефти, взятый при стандартных условиях.

Объёмный коэффициент пластовой нефти вычисляется расчётным путём двумя алгоритмами:

1) по фракционному составу попутного нефтяного газа;

2) по данным о плотности газа.

Исходные данные для определения объёмного коэффициента пластовой нефти сведены в таблицу 4.4 варианта задания (смотри выше).