Методы подсчета запасов нефти

Выбор методов подсчета запасов нефти зависит от качества и количества подсчетных параметров, степени изученности месторождения, режима работы залежи, объекта подсчета (конденсат, нефть).

Среди возможных методов подсчета запасов нефти объемный метод является основным - универсальным - применим в контурах залежи нефти любой категории разведанности, при любом ее режиме работы. Другие методы - статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода: объемно-весовой и объемно-статистический и т.п., применимы лишь в отдельных случаях с определенными ограничениями [47].

Объемный метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Qo = F х Н х kпо х kн х Θ х ρ,

где Q0 - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м2;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q извл= Q0 х Кизвл ,

где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

Кизвл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи (Кн).

Кизвл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Кизвл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

Объемно-статистический метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности и извлечения нефти, полученных на выработанных залежах.

В его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров:

X = kн1 x ή1 = Q / (F х h1 х kп х ρ1 х Θ1),

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м2;

h1 – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

kн1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

ρ1- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

Θ1 – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной

нефти занимает в пластовых условиях;

ή1 – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

Данный метод можно применять как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Наибольшие трудности на новых залежах вызывает определение kн, ή и F. Эти параметры устанавливают по аналогии с параметрами на старых месторождениях, находящихся в сходных геологических условиях.

Формула по новой залежи имеет следующий вид:

Q = F х h х kп х ρ х Θ х X

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С1 и С2.

 

12.2. Методы подсчета запасов газа

Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно [47].

Объемный метод. Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

V = F x h x kп x kг x [ρ0 : (z0 x ρат)] x f ,

где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

давлению и температуре (ρст = 0.1 МПа и Тст = 293 К), млн. м3;

F – площадь газоносности, м2;

h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

kп- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

kг- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к

стандартной температуре (f = Тст : Тпл = 293 К : (273 К + tпл);

ρ0- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ρат- атмосферное давление, МПа;

z0 – коэффициент сжимаемости газа.

Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ0 и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым ρ0 и лабораторным z0 данным. Кизвл газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий Кизвл газа= 0.65 – 0.95.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. В случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во время разработки газовой залежи:

Vоп = Vдоб х {(ρ2 х α2) : [(ρ1 х α1) – (ρ2 х α2)] ,

где Vоп - запасы газа в пласте, м3;

Vдоб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м3;

ρ1, ρ2 – пластовые давления соответственно на дату первого и второго

замеров, Па;

α1, α2 – коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при

замеренных давлениях.

Метод требует тщательных замеров ρпл и Vдоб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям [12, 47].

Метод подсчета извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору основан на определении насыщенности нефти газом на дату расчета. Для подсчета запасов попутного газа, растворенного в пластовой нефти при начальном давлении, находят лабораторным путем объем газа, растворенного в 1 м3 нефти, приведенный к поверхностным условиям. Подсчет газонасыщенности нефти проводится по формуле:

V0 = Qo ro - Qизвл bo pk αkf - Qизвл(bo – b) pk αkf - Qнеизвлrk ,

где Qo, Qизвл, Qнеизвсоответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые

запасы нефти, м3;

bo, b – объемный коэффициент пластовой нефти на анчальную (при давлении

po) и конечную (при остаточном давлении, конечном, давлении pk) даты

разработки;

αk – поправка на коэффициент сжимаемости газа при давлении pk;

ro – первоначальный газовый фактор, м33;

f - поправка на температуру для приведения к стандартным условиям;

rk - остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при

давлении pk, м33.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти [47].

Метод подсчета запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

Qo = Voq pk ,

где Qo - начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных

условиях, м3;

Vo - начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных

условиях, м3;

pk - плотность стабильного конденсата, т/м3;

q - среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, м33

(газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового пластового давления 0,95[47].

 






Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2264; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2019 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. | Обратная связь
Генерация страницы за: 0.013 сек.