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.