Ответы к морозовой. Ответы на вопросы к 1-й практической. Для подсчета геологических запасов нефти, т, применяют формулу

• Название: Для подсчета геологических запасов нефти, т, применяют формулу
• Анкор: Ответы к морозовой
• Дата: 07.06.2022
• Размер: 31.24 Kb.
• Имя файла: Ответы на вопросы к 1-й практической.docx
• Тип: Документы; #575217

1. 
   Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.
   
2. 
   Для подсчета геологических запасов нефти, т, применяют формулу:
   

, (1)

где: V – геометрический объем нефтенасыщенного пласта, ,

F_н –нефтенасыщенная площадь залежи, h_н - средне­взвешенная нефтенасыщенная толщина;

К_п– коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

К_н– коэффициент насыщения порового пространства пласта нефтью;

р_нд – плотность дегазированной нефти в стандартных условиях;

– пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, = 1/b_н (b_н - объемный коэффициент пластовой нефти).

Геологические запасы газа объемным методом определяются по формуле

, (2)

где: V – геометрический объем газосыщенного пласта, F_г - площадь газоносности залежи, h_г - средневзвешенная газонасыщенная толщина;

m – средневзвешенная по объему газовой залежи пористость (коэффициент открытой пористости);

Р_н – начальное пластовое давление;

Р_ат– атмосферное давление, Р_ат= 0,1 МПа;

Z_н– коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении Р_н и пластовой температуре;

Z_ст – коэффициент сверхсжимаемости газа при стандартных условиях;

Т_ст – стандартная температура, Т_ст = 293 К;

Т_пл – пластовая температура;

К_г – коэффициент газонасыщенности порового пространства.

3. 
   Площадь нефтеносности F Продуктивную площадь устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах
   

Нефтенасыщенная мощность пласта - Для этого используют данные анализа кернов, электрического и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить ВНК и границы этой мощности.

Объем продуктивной части пласта (F·h). При подсчете запасов нефти объем пласта обычно вычисляют следующими способами: в целом путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);

Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале разрезе продуктивного пласта. Обычно такие данные по площади и по разрезу в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы.

4. 
   Коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема пор, занятых нефтью и газом, к общему объему пор породы.
   

Коэффициент нефтеотдачи (К_н) называют отношение объема нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки (и эксплуатации), к первоначальному объему нефти.

5. 
   В 3 вопросе
   
6. 
   Объемный коэффициент пластовой нефти – это отношение объема пластовой нефти (Vпл) к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях (Vст):
   
7. 
   Коэффициент газонасыщенности находят из разности между всем объемом пор, принимаемым за единицу, и суммой объемов пор, занимаемых связанной водой.
   
8. 
   Плотность нефти (объемная масса) изменяется в пределах 730 - 1040 кг/м³. Более распространена нефть плотностью - 0,82-0,90 г/см³.
   

• 
  супер легкая (super light) - до 0,78 г/см³ - выше 50^оAPI - газовый конденсат;
  
• 
  сверхлегкая (extra light) - 0,78 - 0,82 г/см³ - 41,1- 50 ^оAPI;
  
• 
  легкая (light) - 0,82- 0,87 г/см³ (light) - 31,1- 41,1^оAPI;
  
• 
  средняя (medium) - 0,87-0,92 г/см³ - 22,3-31,1^оAPI;
  
• 
  тяжелая - 0,92-1 г/см³ (heavy) - 10-22,3 ^оAPI;
  
• 
  сверх тяжелая (extra heavy) - более 1 г/см³ - до 10 ^оAPI - битум.
  

При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20⁰ С) в лаборатории. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефти, вместо плотности при стандартных условиях может быть взята плотность при пластовых условиях (ρ_пл). В этом случае пересчетный коэффициент () в объемную формулу вводить не следует. Пересчётный коэффициент учитывает усадку нефти = 1/bн(объёмный коэффициент пластовой нефти).

9. 
   Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в вы­явленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.
   

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов.

10. 
    При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются и учитываются:
    

геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

извлекаемые запасы – часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчёта запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учётом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

По степени изученности запасы подразделяются на разведанные – категории А, В и С1 и предварительно оцененные – категория С2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3, прогнозные локализованные – категория Д1л и прогнозные – категории Д1 и Д2.

Запасы:

Категория А – запасы залежи (её части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи.

Категория В – запасы залежи (её части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и тд изучены в достаточной степени для составления проекта разработки.

Категория C1 – запасы залежи (её 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.

Категория C2 – запасы залежи (её части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: • в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

• в неопробованных залежах разведанных месторождений.

Ресурсы:

Категория С3 – перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения ловушек. Тип, форма и тд определены в общих чертах.

Категория Д1л – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Категория Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Категория Д2 – прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых ещё не доказана.

11. 
    Методы подсчёта промышленных запасов нефти:
    

Способ аналогий. Основывается на предположении о соответствии исследуемого пласта его аналогам по свойствам пород и флюидов.

Объемный прием. В основе лежит применение информации о характеристиках пород и флюидов для вычислений размеров начальных геологических резервов и следующего за ними определения того фрагмента, который можно добыть в результате разработки.

Прием материального баланса. Базируется на изучении динамики колебаний давления в пласте во время отбора из него флюидов.

Метод изучения показателей эксплуатации. Основывается на исследовании изменения темпа отбора и фазовой структуры добываемых веществ в соответствии с временем и величиной производства.