2020-01-15
265
определяет параметр W, что такое объемный коэффициент пластовой нефти b, что такое объемный коэффициент газа V, что такое коэффициенты сжимаемости β.
W, W’ - объёмы соответственно вошедшей в пласт воды и закаченной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3.
W=Fhmβ*0,8,
где F-заводненная площадь,
h-эф.средняя мощность обводненной части пласта,
m-коэф. открытой пористости,
β-коэф. нефтенасыщения,
0,8-коэф. извлечения нефти.
b1- объемный коэффициент нефтегазовой смеси, b1=b+(r0-r)V, где b – объёмный коэффициент при давлении р, r – растворимость газа в нефти при давлении р, r0 – растворимость газа в нефти при давлении р0 (начальном).
Объемный коэффициент –это отношение объема нефти в поверхностных условиях, к объему нефти в пластовых условиях.
V, V0 - объемные коэффициенты газа для давления р и начального давления р0. аналогичен объемному коэф. нефти,(только для газа).
βп и βв – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды.
Статистический метод подсчета запасов нефти и газа, суть метода, зависимости каких параметров разработки залежей применяют в статистических методах. Какие условия применения статистических методов. Дать одну из формул статистических методов оценки запасов.
Метод подсчета запасов нефти, основанный на изучении кривых падения дебита скважин. Этот метод можно применять для пластов с режимом растворенного газа, с газонапорным режимом и как исключение для неэффективного водонапорного режима.
Изменения накопленной добычи по времени (Копытов А.В.)
Qн t= a’’t-b’
a” – угловой коэффициент наклона прямой;
b” – свободный член уравнения;
Qн – извлекаемые запасы нефти
tост – прогнозный период разработки месторождений, до достижения предельного рентабельной добычи;
θ – пересчетный коэффициент;
ρн – плотность нефти;
qж – величина годового отбора жидкости.
При применении статистического метода исходными данными являются дебиты нефти по скважинам.
Для построения статистических Кривых используют среднесуточные дебиты скважин по месяцам.
