Объемным методом

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;

k_по – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k _н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q – пересчетный коэффициент, доли ед.;

r_н – 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, Q_{г.р.геол} (млн м³) при любом режиме залежи подсчитываются по геологическим запасам нефти Q_н.геол (тыс. т) и начальному газосодержанию Г_о (м³ / т), определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

. (4.4)

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q_{г.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, Q_{г.р.извл} (млн м³) определяются извлекаемыми запасами нефти Q_н.извл (тыс. т) и начальным газосодержанием Г_о (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, k_по = 0, 18 доли ед.;

3) коэффициент нефтенасыщенности, k _н = 0, 57 доли ед.;

4) плотность нефти в поверхностных условиях, r_н = 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, Г_о = 66 м³ / т.

Выполнение лабораторной работы: