Объемный метод подсчета запасов нефти

⇐ Назад

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа в газовых шапках.

В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.

При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

Q г бал = F. h г. k п о. k г. К p. К t ;

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л) ;

a = 1 / Z

где Q г бал - балансовые запасы газа, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h г - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p – коэффициент барический, доли ед.;

К t – коэффициент термический, доли ед.;

Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

a о – соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа,

доли ед.; a о = 1 / Z о;

Р о с т – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

a о с т – соответствующая давлению Р о с т поправка на сжимаемость газа,

доли ед. a о с т = 1 / Z о с т;

Р с т – стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;

Т о – абсолютная температура, равная 273 К;

t с т – стандартная температура, равная 20ОС;

t п л – температура пласта, ОС.

Значения параметров F, h г коэффициентов открытой пористости k п о и газонасыщенности k г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустого пространства пород-коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов:

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л)

Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна).

Значения Р о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

где: Р м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа;

е – основание натуральных логарифмов, равное 2,718;

Н к п – глубина кровли пласта в скважине, см;

r г – относительная плотность газа по воздуху.

В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.

2 вариант ответа:

Получил широкое распр и м.б исп при любом режиме работы нефтяного пласта и на люб стадии его разведанности. Помимо основного объемн м-да сущ различ варианты м-да, к-е на практике в наст время примен редко:

Объемно-статистический вариант основан на исп по выработанному пласту коэфф-та использования объема пор и м.б. использовано для подсчета запасов нефти объемным методом для новых аналогичных по геологическому строению месторождений, для к-х раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и отдачи является затруднительным.

Объемно-весовой вариант применяют для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из к-х ведется шахтным способом.Зная объем пласта, содержащего нефть, и содержание нефти в единице объема пласта, определяют запас нефти.

Гектарный опред по выработанной площади полученных запасов на 1 га продуктивной площади и на 1 м нефтенасыщенной мощности и последующей экстраполяции полученной цифры запаса на аналогичную, геологич сходную площадь.

Вариант изолиний заключ в использовании основных показателей объемной формулы и изображении их в виде изолиний.

Объемная формула

Объемный м-д основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем к-х можно определ, зная геометрич размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.Фор-ла для подсчета запасов:

где Q — извлекаемый (промышленный) запас нефти, т; F — площадь нефтеноспости, м²; h — нефтенасыщенная мощность пласта, м; т — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; Вкоэф насыщения пласта нефтью; к_н — коэф нефтеотдачи; р — плотность нефти на поверхности, т/м³; — пересчетный коэф, учитывающий усадку нефти; (b—объемный коэф пластов Н)

Согласно Инструкции при подсчете запасов нефти или газа объемным методом должны быть представлены:

а)обоснования выделенных категорий запасов с указанием их границ на подсчетном плане — структурной карте по кровле горизонта с обозначением рез-тов опробования.

б)фактические данные по скв об эффективной мощности пласта и его пористости,

в)данные анализов нефти, а также данные об усадке нефти при извлечении ее на поверхность и газовом факторе;

г)фактические данные о пластовом давлении, давлении насыщения, составе газа и температуре газоносного горизонта газового месторождения;