Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | ||
|
Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.
При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, газа, конденсата и воды в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.
Объемный метод подсчета запасов нефти является основным методом. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ею объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти.
Для подсчета геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом применяют следующие формулы:
, (4.1)
, (4.2)
, (4.3)
где Q н геол – геологические запасы нефти, тыс. т;
F – площадь нефтеносности, тыс. м2;
h н – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;
kпо – коэффициент открытой пористости, доли ед.;
k н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;
q – пересчетный коэффициент, доли ед.;
rн – плотность нефти в поверхностных условиях, кг / м3;
Q н извл – извлекаемые запасы нефти, тыс.т;
h – коэффициент извлечения нефти, доли ед.;
b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.
При определении степени подготовки месторождения (залежи) к разработке необходимо сравнить запасы различных категорий. Решение о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку может быть принято, если доля извлекаемых запасов категории С1 составляет не менее 80%, а доля извлекаемых запасов категории С2 – не более 20% от суммы извлекаемых запасов категорий С1 + С2.
Геологические запасы газа, растворенного в нефти, Qг.р.геол (млн м3) при любом режиме залежи подсчитываются по геологическим запасам нефти Qн.геол (тыс. т) и начальному газосодержанию Го (м3 / т), определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:
. (4.4)
На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qг.р.извл влияет режим залежи.
При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянная. Извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, Qг.р.извл (млн м3) определяются извлекаемыми запасами нефти Qн.извл (тыс. т) и начальным газосодержанием Го (м3 / т):
. (4.5)
Извлекаемые запасы растворенного в нефти газа для месторождений, разрабатываемых на других режимах, определяются по геологи-ческим запасам нефти с учетом степени ее дегазации в процессе разработки.
Порядок выполнения задания:
1. Определение площади нефтеносности.
2. Определение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины.
3. Подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти.
4. Подсчет геологических и извлекаемых запасов растворенного газа.
5. Выводы о проделанной работе: характеристика залежи, степень ее разведанности и подготовленность к разработке.
Исходные данные:
1) карта эффективных и нефтенасыщенных толщин (рис. 2.1, лабораторная работа №2);
2) коэффициент открытой пористости, kпо = 0,18 доли ед.;
3) коэффициент нефтенасыщенности, k н = 0,57 доли ед.;
4) плотность нефти в поверхностных условиях, rн = 842 кг / м3;
5) коэффициент извлечения нефти, h = 0,35 доли ед.;
6) объемный коэффициент пластовой нефти, b = 1,22 доли ед.;
7) газовый фактор, Го = 66 м3 / т.
Выполнение лабораторной работы:
Дата публикования: 2015-10-09; Прочитано: 492 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!