Ресурсы

БИЛЕТ 1.

Вопрос 1.
Подсчёт запасов нефти, газа и конденсата объёмным методом

Классификация:

A - запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с деталь­ностью,обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефтеи газонасыщенной толщины, типа кол­лектора, характера изменения коллекторских свойств,нефте- и газонасыщенности продук­тивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разра­ботки.

B - запасы залежи (ее части), нефтегазонос­ность которой установлена на основании полу­ченных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометриче­ских отметках.

Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип кол­лектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продук­тивных пластов,состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных усло­виях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки,изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

С1 - запасы залежи (ее части), нефтегазонос­ность которой установлена на основании полу­ченных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована ис­пытателем пластов) и положительных резуль­татов геологических и геофизических исследо­ваний в неопробованных скважинах.

С2 - запасы, наличие которых обосновано дан­ными геологических и геофизических исследо­ваний.

Ресурсы

С3 - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подго­товленных к бурению ловушках.

D1 - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносно­стью в пределах крупных региональных струк­тур.

D2 - ресурсы нефти и газа литолого-стратигра­фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышлен­ная нефтегазоносность которых еще не дока­зана.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Объемный метод Геологические запасы

QГЕОЛ = S ∙ H ∙ КПОР∙ КН НАС∙ КПЕР∙ r

QГЕОЛ – геологические запасы нефти, тыс. т.;

S – площадь нефтеносности, тыс. кв. м.;

H – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (суммарная толщина нефтенасыщен­ных слоев-коллекторов), м;

КПОР – пористость, д. ед.;

КН

НАС – коэффициент газоносности, д. ед.;

КПЕР – пересчетный коэффициент нефти (учитывает различия плотности нефти в пла­стовых и стандартных условиях);

r – плотность нефти, т/куб. м.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Извлекаемые_запасы
КИН = КВЫТЕСНЕ­НИЯ∙КОХВАТА∙КЗАВОДНЕНИЯ*

КИН – коэффициент извлечения нефти, д. ед.;

КВЫТЕСНЕНИЯ – коэффициент вытеснения, д. ед.;

КОХВАТА – коэффициент охвата, д. ед.;

КЗАВОДНЕНИЯ* – коэффициент заводнения, д. ед. (исключен из формулы)

КИН = КВЫТЕСНЕ­НИЯ∙КОХВАТА∙КЗАВОДНЕНИЯ*

Коэффициент вытеснения –это часть нефти, которая будет вытеснено из образца при бес­конечной прокачки через него вытесняющего агента (воды, газа и т.п.).

Коэффициент охвата – отношение объема про­мытой части пустотного пространства, охва­ченного процессом вытеснения к общему объ­ему насыщенных нефтью пустот продуктив­ного пласта

Qизвл = QГЕОЛ∙ КИН

QИЗВЛ – извлекаемые запасы нефти, тыс. т.;

КИН – коэффициент извлечения нефти, д. ед.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА

𝑸ГЕОЛРГ = 𝑸ГЕОЛ ∙ 𝑲ГС

𝑸ГЕОЛРГ– геологические запасы растворен­ного газа, тыс. куб. м.;

𝑸ГЕОЛ – геологические запасы нефти, тыс. т;

𝑲ГС – кффициент содержания газа в нефти, куб. м/т.

РГ = 𝑸ИЗВЛ ∙ 𝑲ГС

𝑸ИЗВЛРГ– геологические запасы растворен­ного газа, тыс. куб. м.;

𝑸ИЗВЛ – геологические запасы нефти, тыс. т;

𝑲ГС – коэффициент содержания газа в нефти, куб. м/т.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА

Объемный метод

𝑸ГЕОЛ = 𝑺 ∙ 𝑯 ∙ КПОР ∙ КНАСГ𝜶Н ∙ РН − 𝜶К: РСТ *Тст: ТПЛ

QГЕОЛ – геологические запасы газа, млн. куб. м;

S – площадь газоносности, тыс. кв. м.;

H – средняя эффективная газонасыщенная толщина (суммарная толщина газонасыщенных слоев-коллекторов), м;

КПОР – пористость, д. ед.;

КГ

НАС – коэффициент газонасыщенности, д. ед.;

𝜶Н – поправка за отклонение от идеального газа (начальные условия), д. ед.;

РН – начальное пластовое давление, МПа;

𝜶К – поправка за отклонение от идеального газа (конечные условия), д. ед.;

РК – конечное пластовое давление, МПа;

РСТ – стандартное давление = 0,10133 МПа;

ТСТ – стандартная температура = 2930К;

ТПЛ – начальная пластовая температура, 0К.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА, РАС­ТВОРЕННОГО В ГАЗЕ

𝑸ГЕОЛК = 𝑸ГЕОЛ ∙ 𝑲КС

𝑸ГЕОЛК– геологические запасы конденсата, тыс. т. м.;

𝑸ГЕОЛ – геологические запасы газа, млн. куб. м;

𝑲КС – коэффициент содержания конденсата, кг/куб. м.

𝑸ИЗВЛК = 𝑸ГЕОЛК* КИК

𝑸ИЗВЛК – извлекаемые запасы конденсата, тыс. т. м.;

𝑸ГЕОЛК– геологические запасы конденсата, тыс. т. м.;

КИК – коэффициент извлечения конденсата, д.ед.