загрузка...
загрузка...
На головну

Методи підрахунку запасів нафти і газу

  1. I. 2.4. Принципи та методи дослідження сучасної психології
  2. I. Методи перехоплення.
  3. I. Суб'єктивні методи дослідження ендокринної системи.
  4. I.Суб'ектівние методи дослідження кровотворної системи.
  5. I.Суб'ектівние методи дослідження органів жовчовиділення і підшлункової залози.
  6. I.Суб'ектівние методи дослідження органів сечовиділення.
  7. II. Методи несанкціонованого доступу.

Методи підрахунку запасів нафти. Вибір методів підрахунку запасів нафти залежить від якості і кількості подсчетних параметрів, ступеня вивченості родовища, режиму роботи покладу, об'єкта підрахунку (конденсат, нафта).

Среді можливих методів підрахунку запасів нафти об'ємний метод є основним - універсальним - застосуємо в контурах поклади нафти будь-якої категорії разведанности, при будь-якому її режимі роботи. Інші методи - статистичний, матеріального балансу, приватні варіанти об'ємного методу: об'ємно-ваговий і об'ємно-статистичний і т.п., можуть бути застосовані лише в окремих випадках з певними обмеженнями [47].

об'ємний метод заснований на визначенні обсягу пір продуктивного пласта, що визначається шляхом вивчення розмірів нафтоносного пласта і пористості складають його порід. Враховується як загальна кількість нафти, що заповнює пористі простору нафтоносних пластів, так і те, що може бути вилучено при експлуатації.

Початкові балансові (загальні, геологічні) запаси нафти в покладах визначаються за формулою:

Qo = F х Н х kпо х kн х ? х ?,

де Q0 - Початкові балансові (геологічні) запаси нафти, млн.т;

F - площа нафтоносності, м2;

Н - ефективна потужність нефтенасищенной частини пласта, м;

kп - Коефіцієнт відкритої пористості (пустотности), частки одиниці (%);

kн - Коефіцієнт нефтенасищенності пласта, частки одиниці (%);

? - об'ємний коефіцієнт, що показує, який обсяг 1 м3 товарний нафти займає в пластових умовах (зазвичай ? / тета / близько O.85-0.86);

? - щільність нафти в поверхневих умовах, г / см3.

Запаси нафти підраховуються за такою формулою:

Q извле= Q0 х Кизвле ,

де Qизвле - Запаси нафти, млн.т;

Кизвле - Коефіцієнт вилучення нафти або коефіцієнт нафтовіддачі (Кн).

Кизвле зазвичай при водонапорном режимі для нових покладів приймається рівним 0.5 - 0.6 (максимально!) і залежить від способів експлуатації, температури нафтового покладу, фізичних властивостей нафти, газового тиску і інших чинників. Доизвле вище для нафтоносних покладів, сильно насичених газом.

Об'ємно-статистичний метод заснований на кількісному використанні даних про коефіцієнти нефтенасищенності і видобування нафти, отриманих на вироблених покладах.

В його основу покладено лабораторні та промислові дослідження проникності і пористості порід, глибинних проб нафти і всіх інших параметрів:

X = kН1 x ?1 = Q / (F х h1 х kп х ?1 х ?1),

де Q - запаси нафти, т;

F - площа нафтоносності, м2;

h1 - Ефективність потужність нефтенасищенной частини пласта, м;

kп - Коефіцієнт відкритої пористості, частки одиниці;

kН1 коефіцієнт нефтенасищенності пласта, частки одиниці;

?1- Щільність нафти в поверхневих умовах, т / м3;

?1 - Об'ємний коефіцієнт, що показує, який обсяг 1 м3 товарної

нафти займає в пластових умовах;

?1 - Коефіцієнт вилучення нафти, частки одиниці.

Даний метод можна застосовувати як для покладів, ще не вступили в розробку, так і для покладів, які експлуатуються з підтриманням і без підтримки пластового тиску.

Найбільші труднощі на нових покладах викликає визначення kн, ? і F. Ці параметри встановлюють за аналогією з параметрами на старих родовищах, які перебувають в подібних геологічних умовах.

Формула за новою поклади має наступний вигляд:

Q = F х h х kп х ? х ? х X

Запаси нафти, підраховані цим методом, відносяться тільки до категорій С1 і С2.

Методи підрахунку запасів газу. Умови формування, залягання і розробка газових родовищ, нафтових родовищ з газової шапкою і родовищ нафти з розчиненим у нафти газом різні. Відповідно запаси газу підраховуються різними методами і враховуються окремо [47].

Об'ємний метод. Суть методу зводиться до визначення обсягу пустотного простору пласта-колектора в межах поклади газу і газової шапки. Обсяг газу в поклади в силу фізико-хімічних властивостей газу залежить від пластових тисків і температури.

Формула підрахунку запасів газу об'ємним методом виглядає наступним чином:

V = F x h x kп x kг x [?0 : (Z0 x ?ат)] X f,

де V - початкові запаси газу, наведені до стандартних умов -

тиску і температурі (?ст = 0.1 МПа і Тст = 293 К), млн. М3;

F - площа газоносності, м2;

h - ефективна газонасичених потужність пласта, м;

kп- Коефіцієнт відкритої пористості, частки одиниці;

kг- Коефіцієнт газонасиченості, частки одиниці;

f - поправка на температуру для приведення об'єму газу до

стандартній температурі (f = Тст : Тпл = 293 К: (273 К + tпл);

?0- Початковий пластовий тиск в поклади, МПа;

?ат- Атмосферний тиск, МПа;

z0 - Коефіцієнт стисливості газу.

твір Fhkпkг відповідає обсягу газу в поклади при атмосферному тиску. Обсяг газу в поклади залежить від пластового тиску ?0 і коефіцієнта стисливості газу z0, Які встановлюють по промисловим ?0 і лабораторним z0 даними. Доизвле газу залежить від багатьох факторів (режиму розробки, наявності конденсату, кінцевого тиску в поклади, неоднорідності пласта і т.п.) і повинен визначатися для кожного конкретного випадку. Залежно від умов Доизвле газу= 0.65 - 0.95.

Метод підрахунку запасів вільного газу по падінню тиску застосовується для пластів, в яких початковий обсяг пір, зайнятий газом, що не змінювався в процесі експлуатації. У разі водонапірної режиму вказаний метод непридатний, хоча при невеликому підйомі ГВК помилки визначень в межах допустимих. Формула підрахунку заснована на припущенні про постійність кількості витягується газу при зниженні тиску на одиницю під час розробки газового покладу:

Vоп = Vдоб х {(?2 х ?2): [(?1 х ?1) - (?2 х ?2)],

де Vоп - Запаси газу в пласті, м3;

Vдоб- Обсяг газу, видобутий в період між спостереженнями, м3;

?1, ?2 - Пластові тиски відповідно на дату першого і другого

вимірів, Па;

?1, ?2 - Коефіцієнти відхилення від закону Бойля-Маріотта при

заміряних тисках.

Метод вимагає ретельних вимірів ?пли Vдоб в процесі експлуатації. Недооблік обсягу поклади, особливо розбитості її на окремі екрановані блоки, активності крайових вод може призвести до великих погрішностей [12, 47].

Метод підрахунку видобутих запасів розчиненого в нафті газу з газового фактору заснований на визначенні насиченості нафти газом на дату розрахунку. Для підрахунку запасів попутного газу, розчиненого в пластової нафти при початковому тиску, знаходять лабораторним шляхом обсяг газу, розчиненого в 1 м3 нафти, наведений до поверхневих умов. Підрахунок газонасищенности нафти проводиться за формулою:

V0 = Qo ro - Qизвле bo pk ?kf - Qизвле(bo - B) pk ?kf - Qнеізвлrk ,

де Qo, Qизвле, Qнеизв-відповідно балансові, які добуваються і неізвлекаемой

запаси нафти, м3;

bo, B - об'ємний коефіцієнт пластової нафти на анчальную (при тиску

po) І кінцеву (при залишковому тиску, кінцевому, тиску pk) дати

розробки;

?k - Поправка на коефіцієнт стисливості газу при тиску pk;

ro - Початковий газовий фактор, м3/ м3;

f - поправка на температуру для приведення до стандартних умов;

rk - Залишкове (кінцеве) кількість газу, розчиненого в нафті при

тиску pk, м3/ м3.

Балансові запаси газу визначаються за газовим фактором, виміряного по пластовим пробам нафти [47].

Метод підрахунку запасів конденсату в газоконденсатних родовищах проводиться тими ж методами, які застосовуються для газових покладів. Балансові запаси стабільного конденсату визначаються за даними про балансові запаси газу в поклади:

Qo = Voq pk ,

де Qo - Початкові балансові запаси стабільного конденсату при стандартних

умовах, м3;

Vo - Початкові балансові запаси газу (у тому числі конденсат) при стандартних

умовах, м3;

pk - Щільність стабільного конденсату, т / м3;

q - середнє початковий зміст у газі стабільного конденсату, м3/ м3

(Газоконденсатний фактор).

Обсяг конденсату в пластовому газі в значній в значній мірі залежить від його складу. Запаси конденсату визначаються коефіцієнтом конденсатотдачі, значення якого за дослідними даними досягає 0,75, А при розробці з підтриманням пластового пластового тиску 0,95[47].

 



Попередня   14   15   16   17   18   19   20   21   22   23   24   25   26   27   28   29   Наступна

Колектор, 2-покришка, 3 флюїди (вода-нафта-газ), 4 пастка. | Розміри покладів і їх форми визначаються масштабами і морфологією пасток. | Додаток 3 до Наказу МПР Росії від 7 лютого 2001 р. №126 «Тимчасова класифікація запасів родовищ, перспективних і прогнозних ресурсів нафти і горючих газів [10]. | Клас I. антиклінальні | Група 3.2. Літологічних обмежені поклади | Зонинефтегазонакопленія - об'єкти локального прогнозу | Система і рівні прогнозу нафтогазоносності | Тектонічна і нафтогазогеологічне районування | Показники прогнозу нафтогазоносності | Методи оцінки ресурсного потенціалу нефтегазогеологіческого об'єктів і еталонні ділянки для порівняльного геологічного аналізу |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати