Финальная попытка 4. Подсчет запасов нефти и газа
 Скачать 28.8 Kb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «Самарский государственный технический университет» (ФГБОУ ВО «СамГТУ») Кафедра: «Геология и геофизика» Контрольная работа По дисциплине: «Основы нефтегазового дела» На тему: «Подсчет запасов нефти и газа» Вариант 8 Выполнил: Серёгин Александр Андреевич № зачетной книжки19130344 Проверил: Соболева Е.И г. Самара 2021 г. Оглавление Ответ на контрольные вопроса 1 Определение запасов нефти и газа объемным методом 7 Выводы 9 Список литературы: 9 Ответ на контрольные вопроса 1. Что такое упругая пористость пласта? При разработке нефтегазовых месторождений часто возникают неустановившиеся процессы, связанные с пуском или остановкой скважин, с изменением темпов отбора флюидов из скважин. Характер этих процессов проявляется в перераспределении пластового давления, в изменениях во времени скоростей фильтрации, дебитов скважин и т.д. Особенности данных процессов зависят от упругих свойств пластов и жидкостей, т.е. основная форма пластовой энергии - энергия упругой деформации жидкостей и материала пласта. Упругий режим характеризуется двумя особенностями: неустановившимися процессами перераспределения давления в пласте; изменением упругого запаса жидкости в пласте. При упругом режиме движение возникает в призабойной зоне в начале эксплуатациискважины за счет использования потенциальной энергии упругой деформации пласта и жидкости и только через некоторое время оно распространяется на более отдалённые области. При снижении пластового давления объём сжатой жидкости увеличивается, а объём порового пространства сокращается за счет расширения материала пласта. Всё это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину. В ряде случаев приток жидкости поддерживается за счет напора воды, поступающей извне. Такой режим называется упруговодонапорным. Если залежи нефти ограничены либо зонами выклинивания, либо экранами, то режим называется замкнуто-упругим. В начальной стадии разработки такой залежи до тех пор, пока пластовое давление не снизилось ниже давления насыщения, имеет место замкнуто-упругий режим фильтрации. Если вытеснение жидкости из пласта происходит не под действием преобладающего влияния упругости пласта и жидкости, то упруговодонапорный режим переходит в жестко-водонапорный режим. При этом режиме влияние упругости пласта и жидкости на фильтрационный поток хотя и не прекращается, но заметно не проявляется. Неустановившиеся процессы протекают тем быстрее, чем больше коэффициент проницаемости пласта k, и тем медленнее, чем больше вязкость жидкости m и коэффициенты объёмной упругости жидкости и пласта. 2. Приведите и охарактеризуйте зависимости, используемые для определения запасов объемным методом. Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода: Qбал = F · h · m · ρн пов · α · θ (3) Qгеол – начальные геологические запасы, кг F – площадь нефтеносности м2 h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина m – коэффициент пористости – доли ед. α– коэффициент нефтенасыщенности – доли ед. ρн пов – плотность нефти в поверхностных условиях – кг/м3 θ– переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти, который находится как 1/Вн, где Вн – объемный коэффициент нефти доли. ед. 3. В чем заключается суть объемного метода определения запасов? Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. В 1888 году горный инженер А.М. Коншин опубликовал первую работу по подсчету запасов нефти, в которой представил результаты подсчета запасов нефти объемным методом по Ильскому и Крымскому районам Кубани. Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Суть метода заключается в определении объёма ловушки, в которой заключена залежь углеводородов и определении объёма порового (пустотного) пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях. Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом. Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т.п. По существу, объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. 4. Дайте определение запасов и ресурсов. Количество углеводородов в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называют запасами. Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, могут содержаться скопления углеводородов, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Количество углеводородов в предполагаемых залежах продуктивных, но не вскрытых бурением пластов, называют ресурсами. Оцененные ресурсы отличаются от запасов не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. 5. Назовите и дайте определения различных видов запасов углеводородов? Различают геологические и извлекаемые запасы. Геологические запасы - все количество нефти и газа, находящееся в залежи в пределах ВНК (ГВК), извлекаемые запасы - только то количество УВ, которое может быть поднято на поверхность. По народнохозяйственному значению запасы месторождений нефти и газа разделяются на: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые. Различают также начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата. Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы углеводородов - это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы - это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей. 6. Что подразумевается под подсчетом запасов? Подсчет запасов – это комплекс научных исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых различными методами определяется количество полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйственное значение. Подсчетом начальных запасов завершается цикл геологоразведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения залежей, которые играют значительную роль при выборе системы разработки и неучёт которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти. 7. Что такое газовый фактор? Газовый фактор – это отношение полученного из месторождения через скважину количества (объёма) газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении и температуре. Это важнейший показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения. При эксплуатации газонефтяных залежей и месторождений с режимом растворённого газа может достигать 800 - 900 м3/т. Определение запасов нефти и газа объемным методом В разработку планируется ввести нефтяную литологически экранированную залежь площадью F тыс. м2 на естественном замкнутом режиме. Согласно промысловым данным принятым при проектировании нефтенасыщенность залежи - α д.ед., пористость - m %, плотность добываемой нефти в поверхностных условиях - ρн пов т/м3, объемный коэффициент нефти - Вн, д.ед., мощность пласта - h м; Необходимо: Выполнить оперативный подсчет начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа объемным методом, если проектный конечный коэффициент нефтеотдачи составляет КИН д.ед., газовый фактор Г - м3/т и рассчитать количество остаточных извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа через 15 лет разработки, если накопленная добыча нефти по проекту составит ΣQн тыс т. Сделать выводы. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1. Таблица 1. Исходные данные
Рассчитаем запасы нефти. Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода (3) Начальные геологические запасы нефти равны: Qбал = F·h·m·ρн пов·α·θ=24120*7,1*12*0,89*0,828\1,023=1480340,46 тыс. тонн Начальные извлекаемые запасы нефти равны: Qизвл = Qгеол · КИН =1480340,46∙0,455=673544,907тыс. тонн. (4) Так как известно количество накопленной добычи нефти ΣQн через 15 лет, то можно рассчитать остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти. Остаточные геологические запасы нефти равны: Qгеол. ост = Qгеол – ΣQн =1480340,46-2442=1477898,46 тыс. тонн (5) Остаточные извлекаемые запасы нефти равны: Qизвл. ост. = Qизвл– ΣQн =673544,907-2442=671102,907 тыс. тонн. (6) Для подсчета начальных геологических, извлекаемых и остаточных геологических и остаточных запасов газа соответствующие категории запасов нефти последовательно умножаются на газовый фактор Г, взятый в м3/т. Начальные геологические запасы газа равны: Vгеол.нач. = Qгеол.нач · Г=1480340,46∙24,2/1000=35824,24 млн.м3 (7) Начальные извлекаемые запасы газа равны: Vнач.изв = Qизв. нач · Г=673544,907∙24,2/1000=16299,7867 млн.м3 (8) Остаточные геологические запасы газа равны: Vгеол.ост.газа = Qбал.ост.неф · Г=1477898,46*24,2/1000=35765,1427 млн.м3 (9) Остаточные извлекаемые запасы газа равны: Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф · Г=671102,907∙24,2/1000=16240,6903млн.м3 (10) Результаты расчета показаны в таблице 2. Таблица 2. Начальные и остаточные запасы нефти и газа
Выводы Определение запасов углеводородов объемным методом показало наличие начальных геологических запасов нефти в размере 1480340,46 тыс. тонн, начальных извлекаемых запасов нефти в размере 673544,907тыс. тонн, а также запасы газа 35824,24млн. м3. Список литературы: 1. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» 2005. 2. Латышова М. Г., Мартынов В. Г., Соколова Т. Ф..Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. – М.: Недра, 2007. 3. Чоловский И. П., Иванова М. М., Гутман И. С., Вагин С. Б., Брагин Ю. И. Нефтепромысловая геология и гидрология залежей углеводородов. – М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа, 2002. 4. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. -М.: Недра, 1985. 5. Подсчет запасов нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. Под редакцией Стасенкова В.В., Гутмана И. С. – М.: Недра, 1989. 6. Инструкция по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. -- М.: Изд-во ГКЗ СССР, 1984. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||