double arrow

Определения для подсчета запасов

2

Запасы- масса нефти и конденсата (тыс.т) и объем газа (млн м3) на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям. На определение величины запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах, а далее при разработке.

Ресурсы - масса нефти и конденсата (тыс.т) и объем газа (млн м3) в ловушках, не изученных поисковым бурением, наличие которых предполагается на основании площадных геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении.

Геологические запасы –находящиеся в недрах земли.

Извлекаемые запасы –часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.Извлекаемые запасы рассчитываются как часть геологических запасов с учетом принятого коэффициента извлечения Qизв = Qгеол*КИН

Коэффициенты извлечения нефти (КИН), конденсата (КИК) и газа (КИГ) определяются на основании геолого-физических характеристик залежи, технологических, технических, экономических расчетов и требований к охране недр и окружающей среды.




Способы определения коэффициентов извлечения: а) эмпирические методы; б) покоэффициентный метод; в) метод аналогий; г) гидродинамическое моделирование.

КИН = Квыт Кохв, где

Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой;

Кохв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Под коэффициентом вытеснения Квыт понимается отношение количества нефти, вытесненного при промывке коллектора рабочим агентом (водой) к начальному количеству нефти в этом коллекторе. Оценку Квыт производят в лабораторных условиях по керну, а также по эмпирическим зависимостям.

Квыт = A ln(k/µо) + B, где

k – проницаемость коллектора; µо – относительная вязкость нефти, численно равная отношению вязкостей нефти µн и воды µв. А,В эмпирические коэффициенты.

Под коэффициентом охвата вытеснением Кохв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. В настоящее время нет надежных методов прямой оценки Кохв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом:

Кохв = КИН / Квыт

Формула объемного метода используется для расчета геологических запасов нефти (тыс.т):

Qгеол = V Кп Кн q r, где

V – геометрический объем нефтеносного пласта, м3;

Кп – коэффициент открытой пористости, д.е.;

Кн – коэффициент нефтенасыщенности, д.е.;

q – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:



(q =1/b; b – объемный коэффициент пластовой нефти);

r – плотность нефти на поверхности, кг/м3.

Извлекаемые запасы рассчитываются как часть геологических запасов с учетом принятого коэффициента извлечения Qизв = Qгеол*КИН

Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа Qгеол–рг определяются по начальным геологическим запасам нефти Qгеол и начальному газосодержанию G, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Qгеол–рг = Qгеол G

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qизв–рг оказывает влияние режим залежи. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и ее газосодержанием:

Qизв–рг = Qизв G

Классификация месторождений по фазовому соотношению нефти и газа:

нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

газовые, содержащие только газ;

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых - газо-конденсатная.

Новая классификация запасов Методические рекомендации по применению «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» http://www.gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/metodicheskie_rekomendacii_po_primeneniyu_nkz_utverzhdennye.pdf



 

В Классификации категории запасов нефти и газа устанавливаются на основе следующих признаков: а) степень геологической изученности; б) степень промышленного освоения.

Запасы залежей разрабатываемых месторождений по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на три категории: категория А (разбуренные, разрабатываемые), категория В1 (разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, подготовленные к промышленной разработке), категория В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), С1 (разведанные) и С2 (оценённые).

Выделение категорий ресурсов нефти и газа осуществляется по степени геологической изученности объектов и их перспектив нефтегазоносности.

Ресурсы нефти и газа по степени геологической изученности и обоснованности подразделяются на четыре категории: категория D0 (подготовленные), категория Dл (локализованные), категория D1 (перспективные), категория D2 (прогнозируемые).

 

Для информации (знать не обязательно!)

По величине начальных извлекаемых запасов нефти и газа месторождения подразделяются на 5 групп (табл. 2).

Группы месторождений Нефть млн. т Газ млрд
уникальные >300 >300
крупные 30 - 300 30 - 300
средние 5 - 30 5 - 30
мелкие 1 - 5 1 - 5
очень мелкие < 1 < 1

Приложение 1 Классификация нефтей по содержанию серы Содержание серы в нефти, % Типы нефти До 0,5 Малосернистые 0,5-1,0 Среднесернистые 29 1,0-3,0 Сернистые Более 3,0 Высокосернистые

Приложение 2 Классификация нефтей по количеству парафинов Содержание парафинов, % Типы нефти Менее 1,5 Малопарафинистые 1,51-6 Парафинистые более 6 Высокопарафинистые

Приложение 3 Классификация нефтей по содержанию смол и асфальтенов Содержание смол и асфальтенов, % Типы нефти Менее 5 Малосмолистые 5-15 Смолистые более 15 Высокосмолистые

Приложение 4 Классификация нефтей по плотности Плотность нефти при 200 и 0,1 МПа, г/см3 Типы нефти до 0.830 Особо легкая 0.831-0.850 Легкая 0.851-0.870 Средняя 0.871-0.895 Тяжелая более 0.895 Битуминозная

Приложение 5 Классификация нефтей по вязкости Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с Типы нефти до 5,0 Незначительной вязкости от 5,1 до10,0 Маловязкая 30 от 10,1 до 30,0 Повышенной вязкости от 30,1 до 200,0 Высоковязкая более 200,0 Сверхвязкая

Приложение 6 Рекомендуемые минимальные промышленные концентрации попутных компонентов *при утверждении соответствующих регламентирующих документов минимальные промышленные концентрации попутных компонентов принимаются в соответствии с регламентирующими документами. 31

Приложение 7 Классификация газоконденсатных залежей по содержанию конденсата (C5+В) Содержание конденсата (C5+В), г/м3 Группы месторождений менее 25 низкоконденсатные от 25 до100 среднеконденсатные от 100 до 500 высококонденсатны е более 500 уникальноконденсатные

 



2




Сейчас читают про: