تعادل مواد یک ذخایر گازی منعکس کننده قانون بقای جرم است که در مورد ذخایر گاز (میعانات گازی، هیدرات گاز) اعمال می شود. هنگام توسعه یک میدان در شرایط گاز، تعادل مواد ذخایر گاز به شکل زیر نوشته می شود:

Mn = M(t) + Mdob(t)، که در آن

منگنز جرم اولیه گاز در سازند است.

M(t) جرم گاز باقی مانده در سازند در زمان t است.

Mdob جرم گاز تولید شده از مخزن در زمان t است.

معادله تعادل مواد یک مخزن گاز زیربنای روش تعیین ذخایر اولیه گاز از افت فشار در مخزن است (داده های توسعه میدان واقعی برای یک دوره زمانی معین استفاده می شود) و همچنین در تعیین شاخص های توسعه یک مخزن استفاده می شود. مخزن گاز در حالت گاز. در مورد رژیم فشار آب، هنگام تنظیم تراز مواد یک رسوب گاز، Bridge(t) در نظر گرفته می شود - جرم گاز باقی مانده در منطقه آبی سازند در زمان t، یعنی.

Mn = M(t) + Bridge(t) + Mdob(t).

این معادله هنگام انجام محاسبات پیش‌بینی استفاده می‌شود و همچنین برای روشن کردن خواص مخزن یک حوضه آب استفاده می‌شود. در برخی موارد، در معادلات

تعادل مواد یک مخزن گاز تغییر شکل مخزن تولیدی (تغییر ضریب تخلخل و در نتیجه ضریب اشباع گاز) را با کاهش فشار مخزن در نظر می گیرد. در مورد ذخایر میعانات گازی و هیدرات گاز، تغییر حجم اشباع شده از گاز سازند نیز در نظر گرفته می شود (در رسوبات میعانات گازی، زمانی که فشار مخزن کاهش می یابد، میعانات از گاز خارج می شود و باعث کاهش می شود. حجم؛ در رسوبات هیدرات گاز، کاهش فشار باعث تجزیه هیدرات ها و در نتیجه افزایش حجم اشباع شده از گاز می شود. برای یک رسوب هیدرات گاز، تعادل مواد رسوب گاز با در نظر گرفتن تعادل حرارتی (به دلیل کاهش دمای همراه با فرآیند تجزیه هیدرات) ثبت می شود؛ تعادل حرارتی همچنین شامل جریان گرما از انتقال آن از طریق سقف است. و پایین سازند.

انواع معادله تعادل مواد مخزن گاز امکان محاسبات گاز-هیدرودینامیکی را با در نظر گرفتن عوامل زمین شناسی و میدانی مربوطه فراهم می کند (به عنوان مثال، با در نظر گرفتن جریان گاز، محاسبات در رابطه با میدان های چند لایه انجام می شود).

سوال شماره 6 ویژگی های مشخصه تجلی و استقرار رژیم توسعه یک کانسار گاز.

رژیم یک ذخیره گاز یا رژیم عملیاتی یک مخزن به عنوان تظاهرات شکل غالب انرژی مخزن درک می شود که باعث حرکت گاز در مخزن می شود و باعث هجوم گاز به چاه ها در طول توسعه سپرده می شود. میدان‌های گازی عمدتاً رژیم‌های فشار گاز و آب را نشان می‌دهند.

حالت به طور قابل توجهی بر توسعه سپرده تأثیر می گذارد و همراه با سایر عوامل، شرایط اصلی عملیاتی را تعیین می کند که به عنوان مثال شامل میزان افت فشار و نرخ جریان گاز، سیل آب چاه ها و غیره است.

نحوه عملکرد کانسار به ساختار زمین شناسی کانسار بستگی دارد. شرایط هیدروژئولوژیکی، اندازه آن و طول سیستم فشار آب؛ (خواص فیزیکی و ناهمگونی مخازن گاز؛ میزان استخراج گاز از کانسار؛ روش های مورد استفاده برای حفظ فشار مخزن (برای میادین میعانات گازی).

حالت گاز (حالت گسترش گاز) در حالت گاز، اشباع گاز محیط متخلخل در طول فرآیند توسعه تغییر نمی کند؛ منبع اصلی انرژی که حرکت گاز را در سیستم خط لوله سازند-گاز تسهیل می کند، فشار ایجاد شده توسط گاز در حال انبساط در میادین عمیق گاز، خاصیت ارتجاعی مخزن حامل گاز ممکن است اثر جزئی داشته باشد. این رژیم در صورتی رخ می دهد که آب سازند وجود نداشته باشد یا در صورت کاهش فشار در حین توسعه عملاً به مخزن گاز حرکت نکند.

حالت فشار آب منبع اصلی انرژی مخزن در این حالت کارکرد مخزن گاز، فشار آبهای حاشیه ای (پایین) است. رژیم فشار آب به الاستیک و سخت تقسیم می شود.

رژیم الاستیک با نیروهای کشسان آب و سنگ مرتبط است. رژیم شدید یک رسوب گاز با وجود آبهای سازند فعال همراه است و با این واقعیت مشخص می شود که در حین کار، آبهای پایین یا حاشیه وارد ذخایر گاز می شوند، در نتیجه نه تنها حجم سازند که توسط گاز اشغال می شود. کاهش می یابد، اما همچنین فشار تشکیل به طور کامل بازیابی می شود.

در عمل، میادین معمولاً تحت شرایط فشار گاز-آب (الاستیک-فشار آب) توسعه می یابند. در این حالت، گاز در اثر انبساط و عمل فشار آب از طریق سازند حرکت می کند. علاوه بر این، مقدار آب وارد شده به دلیل انبساط گاز به طور قابل توجهی کمتر از مقدار مورد نیاز برای بازگرداندن کامل فشار است. شرط اصلی حرکت آب به درون نهشته، اتصال قسمت گاز آن با سفره آب است. حرکت آب می تواند منجر به طغیان آب در چاه ها شود. این باید در هنگام تعیین محل چاه ها بر اساس منطقه و هنگام طراحی عمق چاه های زیرین چاه های تولیدی جدید در نظر گرفته شود.

در حالت الاستیک-فشار آب، به دلیل افت فشار در سیستم و گسترش سنگ های سازند و همچنین خود آب، آب به مخزن گاز توسعه یافته وارد می شود.

رسوبات گاز با رژیم فشار آب، که در آن فشار به طور کامل در حین کار بازیابی می شود، بسیار نادر است. به طور معمول، در حالت فشار آب، فشار تا حدی بازیابی می شود، یعنی فشار مخزن در حین کار کاهش می یابد، اما سرعت کاهش کمتر از حالت گاز است.

در بیشتر موارد، میادین گازی در ابتدا بر اساس رژیم گاز توسعه می یابند. تجلی رژیم فشار آب معمولاً مشاهده می شود ، اما نه بلافاصله ، اما پس از 20-50٪ از ذخایر گاز از سپرده خارج می شود. در عمل، استثنائاتی نیز برای این قاعده وجود دارد، به عنوان مثال، برای میادین کوچک گاز، رژیم فشار آب تقریباً بلافاصله پس از شروع عملیات ظاهر می شود.

هنگام بهره برداری از میادین میعانات گازی، به منظور به دست آوردن بیشترین مقدار میعانات با تزریق گاز یا آب خشک به مخزن، گاهی اوقات یک رژیم فشار گاز مصنوعی یا آب ایجاد می شود.

در برخی موارد، شرایط عملیاتی یک مخزن در یک میدان چند لایه ممکن است تحت تأثیر شرایط توسعه در بالا یا پایین افق باشد، به عنوان مثال، در طول جریان گاز.

تعیین حالت عملیات سپرده.قبل از شروع توسعه یک میدان گازی، فقط می توان ملاحظات کلی را در مورد امکان تجلی این یا رژیم دیگری انجام داد. ماهیت رژیم بر اساس داده های به دست آمده در طول عملیات میدانی ایجاد می شود.

حالت عملیاتی یک سپرده را می توان با استفاده از معادله تعادل مواد تعیین کرد

جایی که - مقدار اولیه، جریان و تولید گاز.

جایگزینی در آخرین معادله جیاز طریق حجم دبلیوو تراکم rگاز و همچنین با بیان چگالی بر حسب فشار از معادله حالت تعمیم یافته، داریم:

, (2.11)

جایی که pHو r t- فشار مطلق مخزن، میانگین وزنی حجم فضای منافذ نهشته، به ترتیب اولیه و جریان. W n، W t- حجم اولیه و فعلی فضای منافذ اشغال شده توسط گاز. پیروزی- حجم فضای منافذ اشغال شده توسط آب (یا عامل دیگر) وارد شده به مخزن گاز در طول زمان مربوط به کاهش فشار از pH به RT. Q d -مقدار گاز تولید شده از مخزن هنگام کاهش فشار از pHقبل از r tکاهش به شرایط استاندارد؛ z n، z t، z st- ضرایب تراکم پذیری به ترتیب در شرایط اولیه، فعلی و استاندارد ( z st =1), R n، R t، R st- ثابت گاز در شرایط اولیه، فعلی و استاندارد؛ T n iT k- درجه حرارت در مناطق آیش، به ترتیب، اولیه و فعلی. خیابان تی= 293 هزار. می توان فرض کرد که وقتی گاز در سازند حرکت می کند

از آنجایی که برای میادین گاز خالص هیچ تغییری در ترکیب گاز در حین بهره برداری وجود ندارد، پس

مقدار R . ممکن است در طول عملیات میدان های میعانات گازی تغییر کند.

در حالت گاز، در معادله (2.11) پیروزی=0 و W n = W=const. در این حالت، معادله (2.11) به صورت زیر بازنویسی می شود:

, (2.12)

جایی که

برای رژیم فشار گاز-آب، که در آن آب وارد مخزن گاز می شود، وابستگی (2.20) به شکل کمی متفاوت نوشته می شود:

. (2.13)

حالت عملیات گاز رسوب با این واقعیت مشخص می شود که نسبت مقدار گاز است Q d،طبق (2.21) در یک دوره زمانی معین، به افت فشار در سپرده در همان دوره زمانی، یک مقدار ثابت وجود دارد:

. (2.14)

اگر آدر حین کار افزایش می یابد، سپس رژیم سپرده فشار گاز است. در این صورت هجوم گاز به مخزن از افق های دیگر نیز امکان پذیر است. اگر گاز از رسوبی نشت کند که مقدار آن در نظر گرفته نشده است، ارزش آبا گذشت زمان کاهش می یابد.

برای کانسارهای چند لایه، زمانی که گاز از یک افق به افقی دیگر جریان می یابد، برای تعیین حالت عملکرد هر کانسار، معادله ای به شکل (2.21) یا (2.23) حل می شود، مقدار گاز جریان یافته به یکی از آنها اضافه می شود. ، و مقدار گاز جاری شده از دیگری کم می شود.

سخنرانی 2. معادلات توسعه مخزن (قسمت 1)

هنگام محاسبه شاخص های توسعه میدان، معادلات اصلی عبارتند از:

• · تعادل مواد،
• · حالت فن آوری بهره برداری چاه،
• · هجوم مایعات به چاه،
• · حرکات در لوله های بالابر.

حل این سیستم معادلات به فرد امکان می دهد الگوهای حرکت سیال را در مخزن و چاه بیابد.

معادلات تعادل مواد

معادلات تعادل مواد برای تعیین شاخص های توسعه میدان و ذخایر ذخایر بر اساس داده های مربوط به حجم گاز و مایع انتخاب شده از آنها استفاده می شود.

طبق اصل تعادل مواد، جرم اولیه منگنز نفت در مخزن برابر با جرم نفت Mdob انتخاب شده در زمان t و جرم نفت باقی مانده در مخزن پل است:

تجزیه و تحلیل توسعه مخازن نفت و گاز بر اساس داده های میدانی با استفاده از روش تعادل مواد

اجازه دهید حجم کل بخش اشباع شده از نفت کانسار را Vn و حجم مخزن اشغال شده توسط درپوش گاز را Vg نشان دهیم. در فشار اولیه مخزن برابر با فشار اشباع نفت با گاز Pnas، ضریب حجمی نفت bno، ضریب حجمی گاز درپوش گاز bgo، محتوای گاز اولیه نفت G0 است.

هنگام خروج از مخزن نفت Qn (در شرایط استاندارد) و آب Qv، فشار متوسط ​​مخزن به مقدار P کاهش یافت. در فشار P، ضرایب حجمی نفت bn، گاز bg، آب bv، محتوای گاز نفت G. در طول دوره توسعه مورد بررسی، آب سازند Wv به کانسار حمله کرد و میانگین ضریب گاز برابر بود.

ما از روش تعادل مواد استفاده می کنیم. مخزن در فشار و دمای مخزن اولیه حاوی روغن Gn* bno بود. در لحظه توسعه، زمانی که فشار به مقدار فعلی P کاهش یافت، حجم روغن (Gн? Qн) bн شد. مقدار روغن جمع آوری شده توسط:

ما تغییر در مقدار گاز آزاد در سازند را با در نظر گرفتن حجم آزاد شده از روغن در هنگام کاهش فشار تعیین خواهیم کرد.

در ابتدای توسعه، مقدار گاز آزاد در سازند با محتوای آن در درپوش گاز تعیین می شود. اگر حجم نسبی درپوش گاز با نشان داده شود

سپس حجم گاز آزاد در سازند GnbnoGsh خواهد بود و مقدار کل گاز با در نظر گرفتن حجم محلول در نفت با عبارت زیر تعیین می شود:

اگر در طول دوره توسعه مورد نظر، گاز همراه با نفت از کانسار گرفته شود (میانگین ضریب گاز برای این دوره است)، حجم گاز آزاد در مخزن در فشار P به صورت زیر بیان می شود:

کاهش حجم گاز آزاد در سازند با تفاوت بین ذخایر آن در زمان اولیه و در فشار فعلی تعیین می شود:

حجم آب در کانسار در طول دوره توسعه مورد بررسی به میزان:

از آنجایی که تغییرات جزئی در حجم فضای منافذ مخزن نفت و گاز در طول فرآیند توسعه را در نظر نمی گیریم، به این نتیجه می رسیم که مجموع تغییرات در حجم نفت، گاز آزاد و آب باید برابر با صفر باشد. با در نظر گرفتن (2.1)، (2.2) و (2.3)، به برابری عبارت می رسیم:

بیان (2.3)

این برابری (شماره 2.4) بیان کلی از تعادل مواد در طول توسعه یک مخزن نفت و گاز بدون در نظر گرفتن تغییرات در حجم منافذ آن ناشی از فشار است.

اجازه دهید نماد را معرفی کنیم:

این «ضریب حجمی دو فازی» وابسته به فشار، تغییر در حجم واحد نفت و گاز را با کاهش فشار از فشار مخزن فعلی به فشار اتمسفر مشخص می‌کند. بدیهی است که در فشار مخزن اولیه، مقدار.

تبدیل معادله (2.4) با در نظر گرفتن (2.5) به فرمول محاسبه برای ذخایر اولیه نفت در یک مخزن نفت و گاز منجر می شود:

اگر نهشته ارتباطی با منطقه آبخوان نداشت، آب نمی توانست به آن هجوم آورد () و با نفت برداشته نمی شد. در این حالت، ذخایر اولیه نفت در ذخایر نفت و گاز با آخرین عبارت بدون عبارت در عدد آن تعیین می شود.

برای ارزیابی تأثیر مکانیسم‌های انبساط کلاهک گاز، نفوذ گاز و آب محلول به مخزن بر تولید نفت در طول توسعه یک مخزن نفت و گاز، آخرین معادله را به شکل زیر کاهش می‌دهیم:

با تقسیم دو طرف این تساوی به سمت راست آن، عبارتی برابر با یک به دست می آوریم:

شمارنده‌های عبارات در سمت چپ عبارت حاصل، به ترتیب تغییر در حجم اولیه قسمت نفت مخزن، درپوش گاز اولیه و حجم موثر آب ورودی به مخزن را مشخص می‌کنند. مخرج مشترک همه عبارت ها حجم مخزن کل تولید نفت و گاز را در فشار مخزن جاری بیان می کند. بدیهی است که هر عبارت نشان دهنده سهم (ضریب بازیافت نفت) از کل تولید از مخزن است که از طریق مکانیسم های مختلف به دست می آید. با استفاده از نماد پیرسون، که برای اولین بار معادله را به دست آورد، مقادیر نسبی نفت تولید شده به دلیل تجلی رژیم ها را یادداشت می کنیم:

گاز محلول:

گسترش درپوش گاز:

حالت فشار آب:

مثال 2.1

تخمین ذخایر اولیه نفت و عوامل بازیافت نفت ذخایر نفت و گاز.

حجم کل بخش اشباع شده از نفت کانسار Vn = 13.8·107 m3 است، حجم مخزن اشغال شده توسط درپوش گاز Vг = 2.42·107 m3 است.

فشار اولیه مخزن برابر با فشار اشباع نفت با گاز =Рsat= 18.4 مگاپاسکال. ضریب حجمی روغن در فشار اولیه bno = 1.34 m3/m3. ضریب حجمی گاز درپوش گاز 0.00627 m3/m3; مقدار گاز اولیه نفت = 100.3 m3/m3.

هنگام استخراج از کانسار Qн = 3.18·106 m3 نفت (در شرایط استاندارد) و آب Qв = 0.167·106 m3، فشار متوسط ​​مخزن به Р=13.6 مگاپاسکال کاهش یافت، محتوای گاز به 75 m3 / m3 Г = کاهش یافت. در فشار P = 13.6 مگاپاسکال، ضریب حجمی روغن bн = 1.28 m3/m3 و ضریب حجمی گاز bг = 0.00849 m3/m3 و ضریب حجمی آب bв = 1.028 است. در طول توسعه، میانگین ضریب گاز برابر با 125 متر مکعب بر متر مکعب بود، آب از منطقه آبخوان به کانسار حمله کرد.

Wv = 1.84·106 m3.

بیایید ذخایر اولیه نفت را محاسبه کنیم. ابتدا حجم اولیه نسبی درپوش گاز و مقدار ضریب حجمی دو فاز را با استفاده از فرمول های مربوطه تعیین می کنیم:

ذخایر نفت در مخزن عبارتند از:

در طول دوره توسعه مورد بررسی، ضریب بازیافت نفت با کاهش نسبی فشار مخزن به میزان 26.1 درصد بود:

توسعه ذخایر نفت و گاز در صورت عدم وجود اتصال هیدرودینامیکی با حوضه آب (مقدار آب نفوذی و برداشت شده صفر است) و داده های اولیه مشکل قبلی را می توان با ذخایر اولیه نفت و ضریب بازیافت نفت انجام داد. m3، .

اجازه دهید تأثیر مکانیسم‌های انبساط کلاهک گاز، نفوذ گاز و آب محلول به مخزن را بر تولید نفت در هنگام توسعه یک مخزن نفت و گاز برای m3 ارزیابی کنیم.

با استفاده از فرمول های داده شده، مقادیر نسبی روغن تولید شده را به دلیل تجلی رژیم ها تعیین می کنیم:

گاز محلول:

گسترش درپوش گاز:

حالت فشار آب:

مجموع مشارکت سه مکانیسم در تولید نفت برابر با یک است. جالب است که در لحظه توسعه مخزن مورد بررسی، شکل غالب انرژی مخزن، انرژی گاز محلول در آن آزاد شده از نفت است. با توجه به این عامل 45 درصد روغن تولید شد. مکانیسم جابجایی نفت توسط آب 31 درصد از نفت استخراج شده را تشکیل می دهد و 24 درصد به دلیل گسترش درپوش گاز گرفته شده است.

مثال 2.2.

محاسبه ذخایر گاز در درپوش گاز یک ذخایر نفت و گاز و کل استخراج گاز از آن، حصول اطمینان از حجم ثابت درپوش گاز هنگامی که فشار متوسط ​​در رسوب از دمای اولیه به دمای مخزن C کاهش می یابد. حجم کل سازند اشغال شده توسط درپوش گاز m3 است. میانگین تخلخل، اشباع حجم منافذ با آب محدود، محتوای روغن پراکنده در حجم درپوش گاز. چگالی نسبی گاز 0.66 است.

راه حل. بیایید حجم گاز در درپوش گاز را بر اساس حجم شناخته شده مخزن، تخلخل و اشباع (به میلیون متر مکعب) تعیین کنیم:

ضریب حجمی گاز را با استفاده از فرمول محاسبه می کنیم:

فشار مخزن استاندارد و متوسط ​​کجاست. دمای استاندارد (273K) و دمای تشکیل؛ z ضریب ابرتراکم پذیری.

بیایید مقادیر z را پیدا کنیم. بنابراین، در فشار اولیه z = 0.914، و در جریان Ppl = 16.1 MPa، مقدار z 0.892 است. ما گرفتیم:

bgo، = 0.3663* 10-3*0.914*(374/22.1) = 0.00566 m3/m3.

bg = 0.3663* 10-3*0.892*(374/16.1) = 0.00759 m3/m3.

برای تبدیل حجم گاز از مخازن به شرایط استاندارد، از مقادیر معکوس ضرایب حجمی بدست آمده استفاده می کنیم:

176.7 متر مکعب بر متر مکعب.

138.1 متر مکعب بر متر مکعب.

ذخایر اولیه گاز در شرایط استاندارد:

Gg. st = 3.09 * 106 * 176.6 = 545 * 106 m3

هنگامی که فشار مخزن کاهش می یابد، در صورت عدم خروج گاز، حجم درپوش گاز افزایش می یابد. برای اینکه حجم درپوش گاز بدون تغییر بماند، لازم است مقدار گاز زیر را استخراج کنید:

برای شرایط مشکل داریم:

در لحظه در نظر گرفته شده در مشکل، زمانی که فشار در مخزن به 16.1 مگاپاسکال کاهش می یابد، باید 25.4 درصد از ذخایر اولیه را از درپوش گاز برداشت تا اندازه درپوش گاز تغییر نکند.

هنگام توسعه یک رسوب میعانات گازی در یک مخزن با کاهش آر PLقبل از آر آرمیعانات در سازند می افتد. معادله تعادل مواد به شکل زیر است:

آن ها جرم اولیه م نمخلوط میعانات گازی در سازند برابر با مجموع جرم فعلی مخلوط میعانات گازی در سازند است. M(تی) ، جرم میعانات مرطوب در سازند در آن زمان رسوب کرده است تی- م به (تی) و توده های استخراج شده م q (تی) گاز مخزن

در مورد رژیم گاز، معادله تعادل مواد برای یک رسوب گاز-معمولا می تواند به صورت زیر نوشته شود:

جایی که:
- بر این اساس، حجم منافذ اولیه اشباع شده با گاز

رسوبات و حجم منافذ تشکیل که توسط میعانات مرطوب افتاده اشغال شده است

به نقطه زمانی تی,

- فشار متوسط ​​اولیه و فعلی مخزن،

- ضرایب ابرتراکم پذیری مخلوط گاز و میعانات در تی PLو

بر این اساس در آر نو
,

- چگالی گاز مربوط به ترکیب اولیه و فعلی

کاهش یافته است آر ATو تی در باره ,

– چگالی میعانات خامی که در لحظه به سازند افتاد

زمان تی، به فشار کاهش می یابد
و تی PL .

هنگام تعیین جرم گاز مخزن تولید شده در یک نقطه از زمان تیزیر استفاده می شود عود کنندهنسبت:

(توالی های بازگشتی که هر عضو بعدی که از نقطه خاصی شروع می شود، بر اساس قاعده خاصی بر حسب موارد قبلی بیان می شود)

جایی که:
- جرم گاز مخزن تولید شده در یک نقطه از زمان تی – Δ تی,

س q .S.G. * (تی- Δ تی) - مقدار گاز خشک تولید شده در یک نقطه از زمان تیو تی – Δ تی

به ترتیب به کاهش می یابد آر ATو تی در باره .

Δ تی- قدم در زمان

– ضریب حجمی گاز خشک (ضریب تبدیل گاز به

گاز مخزن)

اعتیاد

,
,
، و
با اطمینان بیشتر توسط مطالعات تجربی با استفاده از یک بمب تعیین می شود PVT.

وابستگی ها بر اساس داده های G.R. Reitenbach به دست آمده برای میدان Vuktylskoye اغلب استفاده می شود ( آر ن= 37 مگاپاسکال، آر آر= 33 مگاپاسکال، میعانات حاوی (500 سانتی متر مکعب بر متر مکعب) است که به شکل زیر است:

1 – ρ به 2 - 1 – z 2 - β

تغییر شکل در سازند تولیدی.

هنگام توسعه ذخایر گازی محدود به مخازن کربناته، با تغییر قابل توجهی در نفوذپذیری و تخلخل مخزن در حضور شکست مواجه می شویم.

مطالعات آزمایشگاهی نشان داده است که با کاهش فشار در محل آر PLضرایب تخلخل و نفوذپذیری کاهش می یابد.

وابستگی نمایی ضریب تخلخل m به فشار به شکل زیر است:

جایی که: - ضریب تخلخل مربوط به فشارها آر نو آر,

- ضریب تراکم پذیری منافذ، 1/MPa.

معادله تعادل مواد برای یک مخزن گاز با یک مخزن تغییر شکل پذیر تحت فرض ز = 1 دارای فرم:

(معادله زمانی استفاده می شود که ز ≥ 0,8 )

هنگامی که لایه مخزن تغییر شکل می دهد، ضریب اشباع گاز به دلیل کاهش حجم منافذ و انبساط آب باقیمانده تغییر می کند. ضریب اشباع گاز فعلی تابعی از فشار است
.

سپس معادله تعادل مواد به صورت زیر نوشته می شود:

جایی که:
- ضریب کشش حجمی مایع

که در

1 - وابستگی به یک کلکتور تغییر شکل نیافته.

2- وابستگی به یک کلکتور تغییر شکل پذیر.

با توجه به تغییر شکل مخزن تولیدی، منحنی (2) بالای منحنی وابستگی مربوطه در غیاب تغییر شکل (1) قرار دارد که با کاهش حجم منافذ مخزن در طول زمان توضیح داده می شود.

در = 0 خط (1) و (2) به یک نقطه همگرا می شوند، زیرا صرف نظر از تغییر شکل سازند، مقدار گاز تولید شده در زمان = 0 باید برابر با ذخیره اولیه گاز در مخزن باشد.

ماهیت توسعه مخزن را می توان از قبل با استفاده از آن تعیین کرد معادلات تعادل موادبا در نظر گرفتن عوامل متغیری مانند حجم سیالات مخزن، فشار و دمای مخزن، تراکم پذیری، حجم تجاری نفت و گاز و درجه حرکت آب به داخل مخزن. صحیح تر است که بگوییم این یک مجموعه کامل از معادلات است که با کمک آنها یک مهندس میدانی می تواند حجم نفت، گاز و آب محیطی موجود در مخزن را محاسبه کند و ماهیت و میزان تغییرات این حجم ها را پیش بینی کند. آینده. اما بررسی آنها از حوصله این کتاب خارج است. فقط باید قاطعانه به خاطر داشت که یک مخزن نفت و گاز با عوامل متغیر مرتبط زیادی مشخص می شود و تغییر در یکی از آنها ممکن است علت طبیعی تغییر در سایر عوامل باشد. دقت پیش‌بینی چنین تغییراتی به دقت داده‌های مورد استفاده هنگام حل معادلات با متغیرهای مختلف بستگی دارد. بر اساس داده های مربوط به توسعه قبلی یک سپرده، می توان پیش بینی های کمی یا نیمه کمی نسبتاً عینی در مورد رفتار این سپرده در آینده انجام داد.

آگاهی از قوانین فیزیکی که معادله تراز مواد بر آن ها مبتنی است، به ما امکان می دهد تا برخی از ایده هایی را که در دوره اولیه توسعه سپرده ایجاد شده اند، دوباره ارزیابی کنیم. به عنوان مثال، اگر فشار مخزن در طول توسعه آهسته‌تر از آنچه در محاسبات اولیه انتظار می‌رود کاهش یابد، این نشان‌دهنده منبع انرژی اضافی برای مخزن است. بنابراین، در میدان Mara در غرب ونزوئلا، ماهیت تولید نفت از یک مخزن تولیدی در رسوبات کرتاسه با معادله تعادل مواد مطابقت نداشت. مطالعات نشان داده است که این نهشته علاوه بر این از یک رسوب در زیرزمین تغذیه می شد (صفحه 125 و شکل 6-31 را ببینید). اگر مشخص شود که در قسمتی از مخزن، فشار و دبی چاه در سطح بالایی باقی می‌ماند، علیرغم کاهش کلی آنها در بقیه قسمت‌های مخزن، آنگاه ممکن است نشانه‌ای از احتمال وجود مناطق کشف نشده کانسار و در نتیجه منجر به کشف ذخایر قابل توجه نفت جدید می شود.

معادله تعادل مواد

به منظور انجام محاسبات فرآیندهای توسعه میدان نفتی در حالت الاستیک،لازم است قبل از هر چیز یک معادله دیفرانسیل برای این رژیم بدست آوریم که از معادله تداوم جرم ماده فیلتر شده به دست می آید.

24. حالت گاز محلول. انواع حالت (حالت گاز خالص، حالت مخلوط، حالت فشار گاز)

هنگامی که فشار به زیر فشار اشباع در سازند توسعه یافته کاهش می یابد، یک رژیم گاز محلول ایجاد می شود. هنگامی که اشباع فضای منافذ با گاز آزاد آزاد شده از روغن هنوز کم باشد، گاز به صورت حباب در روغن باقی می ماند. با افزایش اشباع گاز به دلیل کاهش تدریجی فشار مخزن، حباب های گاز تحت تأثیر گرانش شناور می شوند و تجمع گاز را در قسمت مرتفع مخزن تشکیل می دهند - درپوش گاز، اگر از تشکیل آن توسط لایه بندی یا جلوگیری نشود. ناهمگونی دیگر

گاز آزاد شده از نفت که با کاهش فشار منبسط می شود، باعث جابجایی نفت از مخزن می شود. رژیم مخزنی که در آن چنین جابجایی نفت رخ می دهد رژیم گاز محلول نامیده می شود. اگر گاز از نفت در سازند به طور کلی جدا شود و درپوش گاز تشکیل شود، رژیم گاز محلول با فشار گاز جایگزین می شود.

با RRG، ذخایر انرژی مخزن به مقدار گاز محلول در نفت بستگی دارد.

25 . انواع سیلاب و مناطق کاربرد آنها. در حال حاضر، سیلابی فشرده ترین و مقرون به صرفه ترین روش نفوذ است که امکان کاهش چشمگیر تعداد چاه های تولیدی، افزایش سرعت جریان آنها و کاهش هزینه ها به ازای هر تن تولید را فراهم می کند. روغن. با کمک آن در اتحاد جماهیر شوروی در اوایل دهه 80، بیش از 90٪ از روغن.

بسته به محل چاه های تزریق نسبت به مخزن روغنتمایز بین: کانتور، اطراف کانتور و سیلاب داخل مدار. ترکیبی از این گونه ها در بسیاری از زمینه ها استفاده می شود.

سیل کانتور

ارتقاء ناکافی آبهای کانتور در طول فرآیند توسعه، که انتخاب را جبران نمی کند روغناز مخزن، همراه با کاهش فشار مخزن و کاهش نرخ جریان چاه، منجر به ظهور روش سیلابی کانتور شد. ماهیت این پدیده در تکمیل سریع منابع انرژی طبیعی است که صرف ارتقاء آن می شود. روغنبه چهره ها عملیاتیچاه ها برای این منظور، فشار مخزن با پمپاژ آب از طریق چاه های تزریقی که در خارج قرار دارند، حفظ می شود روغن داربخشی از سازند تولیدی در منطقه اشغال شده توسط آب (فراتر از کانتور بیرونی). محتوای روغن) (عکس. 1). در این مورد، خط تزریق در فاصله ای فراتر از کانتور بیرونی محتوای روغن مشخص می شود. این فاصله به عواملی مانند:

· درجه اکتشاف کانسار - درجه اطمینان در تعیین محل کانتور خارجی محتوای روغنکه به نوبه خود نه تنها به تعداد چاه های حفر شده، بلکه به زاویه برخورد سازند تولیدی و پایداری آن نیز بستگی دارد.

فاصله مورد انتظار بین چاه های تزریق.

· فاصله بین خطوط خارجی و داخلی محتوای روغنو بین خطوط نفتی داخلی و ردیف اول چاه های تولیدی.

هرچه درجه شناسایی بهتر باشد، محل کانتور خارجی با اطمینان بیشتری تعیین می شود محتوای روغنهرچه شکل گیری تندتر و منسجم تر باشد، می توان خط تزریق را به کانتور نزدیک تر کرد. منظور از این الزام، ضمانت در برابر نصب چاه های تزریق در قسمت نفت گیر سازند است. هرچه فاصله بین چاه های تزریق بیشتر باشد، فاصله کانتور حامل روغن تا خط تزریق بیشتر می شود. انجام این نیاز تضمین می کند که شکل خطوط حفظ می شود محتوای روغنبدون هجوم زبان های خشن آب روغنبخشی از سازند در برابر چاه های تزریق و دستیابی به حرکت یکنواخت تماس نفت و آب (OWC).

اثر مثبت سیستم سیلابی لبه

سیل کانتور تأثیر قابل توجهی می دهد و در هنگام توسعه رسوبات کوچک و متوسط، زمانی که بیش از چهار باتری چاه وجود ندارد، مضرات فوق را ندارد.

با سیل کانتور، روند طبیعی فرآیند مختل نمی شود، بلکه تنها تشدید می شود و منطقه تغذیه را به نهشته نزدیک می کند.

تجربه توسعه روغنمزارع با استفاده از سیلاب لبه به نتایج اصلی زیر منجر شد:

1. سیل کانتور اجازه می دهد تا نه تنها فشار مخزن را در سطح اولیه حفظ کند، بلکه از آن نیز فراتر رود.

2. استفاده از سیل کانتور این امکان را فراهم می کند تا اطمینان حاصل شود که حداکثر نرخ توسعه میدان به 5-7٪ از ذخایر قابل بازیافت اولیه می رسد، برای استفاده از سیستم های توسعه با پارامتر چگالی الگوی چاه 20-60 10 4 m2 / خوب با یک فینال نسبتاً بالا بازیافت نفتدر سازندهای نسبتا همگن و با ویسکوزیته به 0.50 - 0.55 می رسد. روغندر شرایط مخزن حدود 1-5 10-3 Pa s.

3. هنگام توسعه میدان های بزرگ با بیش از پنج ردیف چاه تولیدی، سیلاب لبه تأثیر ضعیفی بر قسمت های مرکزی دارد که در نتیجه آن تولیدروغن این قطعات کم است. این منجر به این واقعیت می شود که نرخ توسعه میدان های بزرگ به طور کلی نمی تواند به اندازه کافی با سیلاب های مرزی بالا باشد.

4. سیل کانتور اجازه تأثیرگذاری بر مناطق محلی منفرد سازند به منظور تسریع بهبودی از آنها را نمی دهد. روغنیکسان سازی فشار مخزن در لایه ها و لایه های مختلف.

5. با طغیان کانتور، بخش نسبتاً قابل توجهی از آب تزریق شده به مخزن به داخل آبخوان واقع در خارج از کانتور می رود. محتوای روغنبدون جابجایی روغن از مخزن

سیل کانتور

سیلاب لبه برای سازندهایی با نفوذپذیری بسیار کاهش یافته در قسمت لبه استفاده می شود. با آن چاه های تزریق در حال حفاری هستنددر منطقه نفت-آب مخزن بین خطوط داخلی و خارجی محتوای روغن(شکل 2).

برنج. 2. طرح قرار دادن چاه برای سیلاب های محیطی

مزایای لبه سیلاب آشکار است. قسمت‌های حاشیه‌ای رسوبات، تا کانتور بیرونی روغن‌دار، با ضخامت کم مشخص می‌شوند. روغن دارسنگ هایی که هیچ اهمیت عملی برای توسعه ندارند. در نهشته های سکوی بزرگ، چاه های تولید در مناطق با ضخامت کم (1 تا 3 متر) گذاشته نمی شود.

روش سیلابی محیطی در مقایسه با سایر روش های فشرده تر، نمی تواند دستیابی به حداکثر سطح را در مدت زمان کوتاهی تضمین کند. تولید، اما به مدت طولانی تری اجازه می دهد تا سطح پایدار نسبتاً بالایی را حفظ کند تولید.

سیل بین مدار

نتایج حاصل از سیلاب لبه روغنتشکل ها باعث پیشرفت بیشتر در توسعه شدند روغنمزارع و منجر به امکان سنجی استفاده از سیلاب درون مداری به ویژه در میادین بزرگ با برش سازندها توسط ردیف چاه های تزریقی به مناطق یا بلوک های جداگانه شد.

در طول سیل در مدار، حفظ یا بازیابی تعادل انرژی مخزن با تزریق مستقیم آب به قسمت اشباع شده از نفت مخزن انجام می شود (شکل 3).

انواع زیر از سیل در مدار در روسیه استفاده می شود:

بریدن سپرده روغنردیف چاه های تزریق برای مکان های جداگانه؛

· سیل مانع.

· برش به بلوک های جداگانه توسعه مستقل.

· آبگرفتگی سقف؛

سیل کانونی؛

· سیلاب منطقه ای.

برنج. 3. طرح قرار دادن چاه برای سیلاب داخل مدار

سیستم سیلابی با برش مخزن به مناطق جداگانه در میادین بزرگ از نوع پلت فرم با مناطق وسیع آب-نفت استفاده می شود. این پهنه ها از بخش اصلی کانسار جدا شده و بر اساس یک سیستم مستقل توسعه یافته اند. برای رسوبات متوسط ​​و کوچک، آنها را به صورت عرضی به صورت بلوک توسط ردیف چاه های تزریقی برش می دهند (سیل بلوک). عرض مناطق و بلوک ها با در نظر گرفتن نسبت ویسکوزیته و ناپیوستگی لایه ها (جایگزینی سنگ شناسی) در محدوده 3-4 کیلومتر انتخاب می شود؛ تعداد فرد ردیف چاه های تولید (بیش از 5-7) است. داخل قرار داده شده است.

برش به مناطق و بلوک های جداگانه در رومشکینسکی (23 لایه افق D1، تاتاریا)، آرلانسکی (باشکریا)، موخانوفسکی (منطقه کویبیشف)، اوسینسکی (منطقه پرم)، پوکروفسکی (منطقه اورنبورگ)، اوزنسکی (قزاقستان)، پراودینسکی کاربرد پیدا کرده است. ، مامونتوفسکی، سورگوت غربی، ساموتلور (سیبری غربی) و ذخایر دیگر.

سیلاب محلی در حال حاضر به عنوان یک اقدام اضافی برای سیستم اصلی سیلابی استفاده می شود. این در مناطقی از کانسار انجام می شود که به دلیل ساختار ناهمگن سازند، ماهیت عدسی شکل از وقوع اجسام شنی و دلایل دیگر، ذخایر نفتی تولید نمی شود.

در مراحل بعدی رشد موثرتر است. در زمینه های تاتاریا، باشکریا، پرم، اورنبورگ و غیره اجرا می شود.

سیلابی انتخابی در مورد نهشته هایی با ناهمگنی مشخص سازنده ها استفاده می شود. ویژگی این نوع سیلابی این است که در ابتدای چاه است بوریاتروی یک شبکه مربع یکنواخت بدون تقسیم به عملیاتیو چاه های تزریقی و پس از تحقیق و دوره مشخصی از توسعه، موثرترین چاه های تزریقی از بین آنها انتخاب می شود. به همین دلیل با تعداد کمتری از آنها، فشرده ترین سیستم سیلابی اجرا شده و پوشش سیلابی کامل تری حاصل می شود.

سیلاب منطقه با تزریق پراکنده آب به مخزن در کل منطقه آن مشخص می شود. محتوای روغن. سیستم های سیلابی منطقه ای بر اساس تعداد نقاط چاه هر عنصر از کانسار با یک چاه تولیدی که در مرکز آن قرار دارد می تواند چهار، پنج، هفت و نه نقطه و نیز خطی باشد (شکل 4).

برنج. 4 سیستم های سیلاب چهار-(a)، پنج-(ب)، هفت-(B)، نه نقطه ای (d) و خطی (e,f) (با عناصر برجسته)

سیلاب منطقه هنگام ایجاد سازندهای با نفوذپذیری کم موثر است. کارایی آن با افزایش یکنواختی، ضخامت تشکیل و همچنین با کاهش ویسکوزیته افزایش می یابد. روغنو عمق سپرده