Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа - файл n4.doc

Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа
скачать (5805.7 kb.)
Доступные файлы (6):
n1.doc35kb.22.06.2012 15:59скачать
n2.docx2785kb.22.06.2012 15:59скачать
n3.doc101kb.22.06.2012 15:59скачать
n4.doc478kb.24.06.2012 12:55скачать
n5.doc2639kb.23.06.2012 01:23скачать
n6.doc686kb.23.06.2012 01:23скачать

n4.doc

Экзаменационный Билет 10

1. Условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения (соотношение запасов различных категорий).

2. ПОДСЧЁТ ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИВОЙ СНИЖЕНИЯ ДОБЫЧИ ВО ВРЕМЕНИ

1. Разведанные месторождения (залежи) считаются подготовленными при соблюдении следующих основных условий:

1) должны быть утверждены в ГКЗ РФ геологические и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

2) должна быть дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа, конденсата месторождения (категория С3).

3) утверждённые извлекаемые запасы нефти, геологические запасы газа, а также запасы содержащихся в них компонентов должны составлять не менее 80% категория С1 и до 20% категории С2.

4) должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки газа, следующие параметры:

- состав и свойства нефти, газа, конденсата;

- содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение;

- особенности разработки месторождения;

- дебиты нефти, газа, конденсата;

- гидрогеологические, геокриологические условия.

5) в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно питьевого и технического водоснабжения.

6) должны быть получены сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов.

7) составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

2. При работе нефтяных залежей в условиях режима растворённого газа снижение добычи нефти во времени представляет собой кривую линию, которая описывается зависимостями разного вида.

 Практически установлено, что на завершающей стадии разработки залежи, при определённых условиях устанавливается прямолинейная зависимость между логарифмом годовой добычи нефти lg qн и временем разработки залежи.



Так как изучаемая зависимость использует значение дискретного времени, то определение Qн ост.извл осуществляется с использованием формулы суммы членов убывающей геометрической прогрессии.

Величина остаточных извлекаемых запасов нефти:


где qнi – начальная годовая добыча нефти, приходящаяся на год начала падения дебита;

qкон.практ.рент – предельно рентабельная годовая добыча по залежи на конечное время;

qкон.прракт.рент =qкон.пр.рент.i.n365

Kпад=1/antilgС;

?qн - накопленная добыча нефти за исследуемый период от tо до tконQн о. извл= Qн + Qн.ост.извл...

ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИВОЙ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ.

Такой вид кривой предложен А.В. Копытовым для уточнения начальных извлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах при разработке залежей на истощение.

Накопленная добыча нефти ?Qн ряда залежей изменяется в зависимости от времени ? (м.б. представлена в виде прямой):

?Qн Ч ? = ? Ч ? – ? где ? — угловой коэффициент наклона прямой; ? — свободный член уравнения; ?Qн — накопленная добыча нефти.


Если время t ?? то угловой коэффициент ? соответствует НАЧАЛЬНЫМ извлекаемым запасам.

Остаточные извлекаемые запасы нефти:

Qн.ост.извл = ? - ?Qн (?)

Метод может применяться на залежах и с упруговодонапорным режимом.
Экзаменационный билет 11

1. Основные классификационные признаки месторождений (залежей) нефти и газа по размерам запасов, и сложности геологического строения, по начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений, по рабочим дебитам скважин

2.Понятие коэффициента извлечения нефти.Определение коэффициента извлечения нефти при режиме растворённого газа.

1. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых за­пасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

крупные – от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. м3 газа;

средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. м3 газа;

мелкие - менее 15 млн. тонн нефти или 40 млрд. м3 газа.

По сложности геологического строения выделяются месторож­дения (залежи):

простого строения – однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушеннымн структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения – одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по пло­щади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

- нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

- газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к плас­там-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат.

По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи

[K = Vн / (Vн + Vг)] двухфазные залежи подразделяются на:

- нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (K > 0,75);

- газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < K ? 0,75);

- нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < K ? 0,50);

- газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (K < 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
2. Коэффициент извлечения ?- это разность между начальным объемом нефти равным единице и объемом оставшейся в пласте нефти по окончанию разработки залежи



Опредеение теоретической величины КИН по многомерным статистическим моделям Составляются статистические модели с использованием геолого-промысловой информации. В этой выборке учавствуют максимально возможные данные модели

Для залежей нефти, разрабатываемых в условиях режима растворённого газа В.С. Мелик –Пашаевым был предложен метод приближенного расчёта КИНа, который основан на балансе между первоначальным объемом газа, содержащегося в нефти и количеством газа, извлечённого в процессе разработки и оставшегося в недрах.





















Для конечных условий на дату окончания разработки нефтяной залежи, коэффициент извлечения нефти может быть рассчитан по формуле:






где rо – начальный газовый фактор при начальном давлении Ро; rк – конечный газовый фактор при конечном давлении Рк; rр – средний газовый фактор:







Этот метод применяется для приблизительной оценки КИНа, поскольку не учитывает условий разработки залежи, свойства нефти и г.п.

Более точно КИН при режиме растворенного газа может быть рассчитан по формуле Зиновьевой А.А:






во, вк – объемные коэффициенты при Ро и Рк; Кно, Кнк – коэффициенты нефтенасыщения породы коллектора при Ро и Рк.

Объемные коэффициенты определяются по результатам анализа глубинных проб в лабораториях и расчетным путем.

В данной методике учитываются только объем порового пространства, занятый нефтью. Водонасыщенность г.п. не учитывается, поскольку ее величина при разработке на режиме растворённого газа не изменяется, то есть Кно=1






Величина Кнк определяется как правило лабораторным путем по данным анализа керна и в зависимости от различных факторов. Величина Кн может меняться в значительных пределах. В США для определения КИНа в режиме растворённого газа используются специальные графики, составленные Уоллом, Мюлленсом, Эльфринком.
Экзаменационный билет 12

1. План подсчёта запасов; принципы его составления. Схема обоснования ВНК (ГВК).

2. Объёмно-статистический вариант объёмного метода подсчёта запасов нефти; его сущность и условия применения.

1. Является основным графическим документом при подсчете запасов нефти, газа и компонентов. Составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта-коллектора или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта.

Подсчетные планы составляются в масштабах 1:5 000 – 1:50 000. При составлении плана на структурную карту наносят следующую информацию:

1.Внешние и внутренние контуры нефтегазоносности.

2. Границы категорий запасов:

А – красный; В – синий; С1 – зеленый С2 – желтый; С3 – желтые полосы.

3. Все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным указанием положения устьев и точек пересечения кровли продуктивного пласта:

– поисково-оценочные; разведочные; эксплутационные; законсервированные в ожидании организации промысла; нагнетательные и наблюдательные;

– скважины давшие: безводную нефть; нефть и воду; газ; газ и газоконденсат; газ, конденсат и воду; чистую воду;

– скважины, находящиеся в опробовании; неопробованные, с указанием характеристики нефте-газо- и водоносности пластов-коллекторов по данным интерпретации ГИС;

– ликвидированные (с указанием причин); вскрывшие продуктивный пласт, сложенный непроницаемыми горными породами.

Помимо положения на плане каждая скважина должна содержать следующую информацию:

1. По скважинам, в которых проведены испытания указывается:

– глубина и абсолютная отметка кровли и подошвы породы коллектора;

– абсолютная отметка интервалов перфорации;

– начальные и текущие дебиты нефти, газа и воды;

– диаметр штуцера;

– дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции.

Если одновременно опробуется несколько пластов, то указываются их индексы. Дебиты нефти, газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

2. По эксплуатационным скважинам:

– начальные и текущие дебиты и пластовые давления ;

– добытое количество нефти, газа, воды;

– дата начала обводнения и содержание воды на дату подсчета в %;

При большом количестве скважин все рассмотренные выше сведения помещаются в таблице на подсчетом плане или на прилагаемом к подсчету плану листе. Кроме того, на подсчетом плане приводится таблица с указанием величин подсчётных параметров, , значения подсчётных запасов, их категории

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденные при предыдущем подсчете, а также должны быть выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.Сопровождается схемой опробования или схемой обоснования. Для обоснования ВНК, ГНК и ГВК, определяемых теми же способами, что и на поисковом этапе, и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся все сведения о результатах опробования в колонне, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС.

При обосновании положения ВНК (ГВК) на данной стадии следует учитывать, что в пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. В формирующихся залежах, особенно в неоднородных пластах, между зонами стабилизированного, или предельного, нефтегазонасыщения и водонасыщения располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно выделяются три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах. При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа; при опробовании среднего интервала – притоки нефти и газа с водой, причем, чем ближе к водонасыщенной зоне, тем выше доля воды в продукции скважины; опробование нижнего интервала со значениями нефтегазонасыщенности меньше граничных дает притоки практически одной воды.
2. Этот вариант объемного метода применяется в тех случаях, когда отсутствуют достоверные данные о величинах нефтенасыщености и нефтеотдачи пласта коллектора. В отличие от других параметров коэффициенты Кпо и Кн определяются на новых залежах со значительными трудностями, поэтому здесь при условии сходства с уже выработанной залежью используют коэффициент использования объема пор.



В этом случае подсчёт запасов проводится в два этапа

1. по выработанной залежи определяется












2. по новой залежи формула подсчёта запасов имеет следующий вид:








Экзаменационный билет 13

1. Единицы измерения подсчётных параметров и запасов основных и попутных полезных ископаемых, полезных компонентов

2. Сущность и условия применения метода материального баланса для подсчёта запасов нефти. Обобщение формулы М.А. Жданова и Ф.А. Гришина. Характеристика параметров, входящих в уравнение материального баланса и способы их определения.

1. При подсчете запасов подсчётные параметры измеряются в следующих единицах:

1. Толщина – м (например, 15 м).

2. Давление – МПа (до 0,1. Например, 12,5 м).

3. Площадь – тыс м2(например, 150450 тыс м2)

4. Плотность нефти, конденсата, воды – г/см3 (до 0,001. Например, 0,865 г/см3).

5. Плотность газа – кг/м3 (до 0,001. Например, 0,263 кг/м3).

6. Коэффициент пористости – д.е. (до 0,01. Например, 0,25).

7. Коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности – д.е. (до 0,01. Например, 0,75).

8. Коэффициент извлечения нефти – д.е. (до 0,001. Например, 0,556 м)).

Средние значения параметров и результатов подсчета запасов приводятся в табличной форме.

2. Этот метод в отличие от объемного является динамическим и позволяет учитывать процесс разработки залежи во всем многообразии его особенностей.

Применительно к залежам нефти количество углеводородов, находящихся в залежи до начала ее разработки, будет равно количеству извлекаемых углеводородов на дату подсчёта запасов плюс количество углеводородов, оставшихся в залежи.В зависимости от сложности природного резервуара, геолого-физических особенностей залежи могут использоваться различные формулы, среди которых наибольшее использование в практике подсчёта запасов получила обобщенная формула М.А Жданова, дополненная Ф.А. Гришиным (см табл)

Qг=





Метод материального баланса может быть применен только при изменении Рпл в процессе разработки залежи, наибольшее затруднение вызывает определение W.

где Qно — геологические запасы нефти в стандартных условиях, м3; – накопленная добыча нефти на дату расчета, м3; r0 — растворимость газа в нефти при начальном давлении (P0), м33; rp — средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м33; ?0 и ? — объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р0) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в0 – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Ро; в1 – двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в1= в +(r0- r) *?, где в – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r — растворимость газа в нефти при давлении Р, м33; ? — объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W — объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ?i – объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; gi – объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; kв – коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?п и ?в – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа-1; ?? – величина снижения пластового давления, ??=Р0-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (rp = r0 = r), в1 = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?i=0, gi=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв kв = 0 и ?в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Qно=

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Рнас, объемные коэффициенты в0 и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (внас):

в0 = внас[1- ?н0нас)],

в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],

где ?н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа-1.

Тогда уравнение приобретает вид:

Qно =




При замкнуто-упругом режиме внедрение пластовых вод в пределы залежи не происходит, величина (W - ?)? = 0 и ею можно пренебречь. Тогда уравнение упрощается;

Qно=




Экзаменационный билет 14

1. Объёмный метод подсчёта запасов нефти, сущность метода и геологические условия его применения.

2. Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (способ М.А. Жданова).

1. Сущность метода состоит в изучении геологических условий залегания нефти в пласте и свойств насыщающего флюида.

Метод является универсальным, и при этом могут быть использованы несколько разновидностей объемного метода, среди которых наиболее часто применяются вариант собственно объемного метода.

Геологические запасы нефти собственно объемным методом подсчитываются в стандартных условиях, и проводится с использованием следующей формулы:

Qнг = FзалhэфнКпоКнн,




где Qнг – начальные геологические запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, тыс. т.;

Fзал – площадь нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, тыс. м2;

hэфн – эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (среднее значение), м;

Кпо – среднее значение коэффициента открытой пористости породы-коллектора, доли единиц с точностью до 0,01;

Кн – среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, доли единиц;

- пересчетный коэффициент, = , представляет собой обратную величину объёмного коэффициента нефти и служит для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные ( t = 20оС, Р = 0,1 МПа);

н – среднее значение плотности нефти в стандартных поверхностных условиях, г/см3;

Fзал hэфн - объем залежи в целом.

Fзал hэфн Кпо - объем порового пространства.

Fзал hэфн Кпо Кн - объем порового пространства, насыщенного нефтью.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются следующим образом:

Qн изв = Qнг н

нкоэффициент извлечения нефти, д.е, до 0,001.

2. Способ М. А Жданова основан на использовании формулы объемного метода подсчёта запасов нефти и применяется для определения заводнённого объема залежи:






0,8 – эмпирический коэффициент.

Считается, что из заводняемого объема в процессе разработки будет извлечено 80 % нефти и только 20 % освобождённого объема будет заполнено вторгшейся в пределы залежи водой. Коэффициент 0,8 слабо обоснован.

Этот способ не может быть использован в начале разработки залежи нефти.

Метод является разновидностью объемного метода и не является по своей сути динамическим методом, поэтому теряется преимущество метода материального баланса.

Условия работы залежи при упругом и замкнутом режиме могут быть выражены:

1.




2. .





Экзаменационный билет 15

1. Способы определения площади нефтяной залежи.

2. Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (графический способ Ф.А. Гришина).
1. Площадь залежи определяет по данным пробуренных скважин с учетом результатов их испытания. Площадь нефтяной залежи замеряется планиметром на подсчетом плане, составляемого для продуктивного пласта. Для определения площади залежи необходимо предварительно определить первоначальное положение ВНК и нанести на подсчетный план положение внешних и внутренних контуров нефтеносности. С этой целью используются результаты интерпретации материалов ГИС, опробования скважин, изучения керна и шлама. Подсчетный план сопровождается схемой опробования или схемой обоснования ВНК.

Если ВНК представляет собой сложную поверхность или он наклонен, то для уточнения границ залежи строится карта поверхности ВНК . Точки пересечения ее с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей соединяются между собой, определяя положение внешнего и внутреннего контуров.

Если в процессе разработки нефтяной залежи положение ВНК изменяется, то определяется положение ВНК на дату подсчёта нефти (ТВНК)

Если в процессе бурения скважин поверхность ВНК не вскрыта, то положение ВНК определяется расчетным путем, по результатам исследования скважин, пробуренным в чисто нефтяной и чисто водяной зоне продуктивного пласта.

При горизонтальном ВНК (ГВК) внешний и внутренний контуры нефтегазоносности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку принятых контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

Площадь пластовых залежей контролируется внешним контуром нефтегазоносности. В залежах сложных типов границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.
2.







Экзаменационный билет 16

1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин пластовых залежей.

2. Подсчёт остаточных извлекаемых запасов нефти в сильно обводненных залежах, работающих в условиях водонапорного режима.

1. Основой для составления таких карт служат карты hэфн, на которые наносятся положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. В нефтяной зоне, т. е. в пределах внутреннего контура нефтеносности, положение изолиний эффективных нефтеноснасыщенных толщин полностью соответствует положению изолиний эффективных толщин.

В водонефтяной зоне изолинии эфективных нефтенасыщенных толщин проводятся путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром нефтеносности с нулевыми значениями на внешнем контуре нефтеностности.

При этом учитывается значения эфективных нефтенасыщенных толщин пласта в скважинах, пробуренных в водонефтяной зоне.
2. Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и 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:

;




где V гo – начальные геологические запасы свободного газа, тыс. м3;

Fзал – площадь газоносности, тыс. м2;

h эфг – средневзвешенная газонасыщенная толщина, м;

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

k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p – коэффициент барический (поправка на давление), доли ед.;

К t – коэффициент термический, доли ед.;

К p вводится с целью учёта изменения объёма газа, находящегося в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях:

;









,

\

Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

? о – соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа, доли ед.; ? о = 1 / Z о;

Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

?к – соответствующая давлению Рк поправка на сжимаемость газа, доли ед. ?к = 1 / Zк;

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

Т о – абсолютная температура, равная 273 К;

t с т – стандартная температура, равная 20ОС;

t п л – температура пласта, ОС.

Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустотного 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

Величина начальных извлекаемых запасов рассчитывается по зависимости



где ? – коэффициент извлечения газа, близок к единице.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности
Экзаменационный билет 17

1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин литологически экранированных залежей

2. Подсчёт запасов свободного газа по падению пластового давления. Сущность метода и условия его применение

1. 1) Выклинивание продуктивного пласта. Граница выклинивания пласта, содержащего залежь, проводится посередине расстояния между продуктивными и непродуктивными скважинами, то есть скважинами, вскрывшими, и скважинами невскрывшими породу-коллектор.
2) Резкое литологическое замещение горных пород.

Если литологическое замещение в пласте происходит резко, то высоко продуктивные породы-коллекторы на очень коротком расстоянии (несколько м) могут сменяться непроницаемыми горными породами. Может происходить как в пластах с неизменяющейся по площади обшей толщиной, так и может сопровождаться выклиниванием продуктивного
3) Постепенное литологическое замещение.

Если литологическое замещение горных пород происходит постепенно, то высокопродуктивные горные породы-коллекторы, замещаются непродуктивными породами. При этом такие переходы могут иметь место в пластах, как с неизменной, так и с изменяющейся толщиной
2. Метод является динамическим, применяется для подсчёта извлекаемых запасов газа, работающих в условиях газового режима.

Метод основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.

Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

,




где V2 и V1 – добытое количество газа соответственно на вторую и первую даты; Рг1 и Рг2 – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; ?1 и ?2 – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р1 и Р2.

Если в дальнейшем подобное условие будет соблюдаться, то общие запасы извлекаемого газа будут определяться по следующей формуле:



.












.
Остаточные извлекаемые запасы
Общие запасы определяются по формуле


.



где Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; ? к – соответствующая давлению Р к поправка на сжимаемость газа, доли ед. ? к т = 1 / Z к.

Значения Рк получают по зависимости:

,




где Нкп – глубина кровли пласта в скважине, см; ? г – относительная плотность газа по воздуху.

Основные ошибки в точности определения запасов данным методом связаны с точностью замера Pпл и с точностью определения Рпл ср по залежи.

Pпл систематически должно замеряться на устье остановленных скважин на устье высокоточными манометрами.
Экзаменационный билет 18

1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин тектонически экранированных залежей

2. Способы расчёта геологических и извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти.

1. 1) пластовая залежь, ограниченная вертикальной плоскостью нарушений

2) пластовая залежь, ограниченная наклонной плоскостью нарушения.

2.1.) залежь в поднадвиге

2.2) залежь в надвиге

3) массивная залежь, ограниченная плоскостью нарушения

3.1) вертикальная плоскость нарушения

3.2) наклонная плоскость нарушения
2. Начальные геологические запасы газа Qн.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным геологические запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию Го, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:






На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qг.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:







Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации