Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа - файл n6.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

n6.doc

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №19

  1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин стратиграфически экранированных залежей.

  2. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе этана, пропана и бутанов.


1. Принципы составления таких карт аналогичны составлению карт тектонически экранированных залежей. При этом изопахиты размытой части пласта в пределах залежи проводятся таким же образом, что и в водонефтяной зоне

1) пластовые залежи

1.1) залежь под стратиграфическим экраном

1.2) залежь над стратиграфическим экраном

2) массивная залежь

2.1) ограниченная плоскостью нарушения

2.2) наклонное нарушение

2. Подсчёт запасов этих компонентов осуществляется В СЛУЧАЯХ:

1. Если природный газ содержит не менее 3 % этана, а запасы газа разведанные составляют более 10 млрд м3. Указанная концентрация этана – минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа.

2. Если на изученном месторождении кроме основной залежи с кондиционным содержанием этана имеются другие залежи, по которым содержание этана составляет не менее 2,5 %.

3. Если в пластовом газе содержатся кислые компоненты (CО2 и Н2s) в количестве > 50 % и содержит этана не менее 1,5 %.

Запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются в тыс.т.

Подсчёт ведётся по данным о содержании потенциальных компонентов в составе пластового газа

.

где Пс2с3с4 - потенциальное содержание этих компонентов в г/м3 в составе пластового газа. Определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе ус1с2с3 /100 на его плотность ?с2с3с4 при 0,1 МПа и 20°С




?с2 =1251 г/м3; ?с3=1834 г/м3; ?с4 =2418 г/м3.

Подсчёт запасов газовой серы

Предварительно необходимо определить запасы содержащегося в газе Н2s.

Далее рассчитывается соотношение между атомной массой серы и молекулярной массой Н2s.




(19.3)



? Н2s =1431 г/м3

(19.4)



(19.5)

Геологические запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на Отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода MН2S постоянная величина, которая равна 0,94.

Запасы Н2s и газовой серы рассчитываются в тыс.т.

Подсчёт запасов CО2, азота, гелия и аргона

Геологические запасы углекислого газа и азота получают путем умножения геологических запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:



(19.6)

Аналогично получают и геологические запасы гелия и аргона в тыс. м3.



(19.7)

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №20

  1. Способы определения среднего значения эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта.

  2. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе сероводорода, газовой серы, углекислого газа, азота, гелия и аргона.

1. 1) Если на залежь пробурена только одна скважина, в которой получен промышленный приток нефти, то при подсчете запасов категории С1 принимается значение эффективной нефтенасыщенной толщины этого пласта, определенной в скважине

2) Если залежь разбурена несколькими скважинами:

а) Как средняя арифметическая величина – этот способ применяется, когда количество определений hэфн невелико (менее 20-30) и при этом отсутствует закономерность измерения этого параметра в пределах залежи.

hэфн=

б) Как средняя арифметическая величина с учетом частоты. Способ применяется в тех случаях когда количество исходных данных превышает 20-30 значений, при этом закономерность изменения hэфн в пределах залежи установить не удается.

hэфн = ,




где j – класс; к - количество классов; mj – число наблюдений в каждом классе.

3) Как средневзвешенная по площади залежи величина. Способ применятся, когда удается установить закономерность изменения hэфн в пределах залежи, составляется карта изопахит и планиметрированием определяется Fзал и fi между двумя соседними изопахитами.

hэфн =





2. Подсчёт запасов газовой серы

Предварительно необходимо определить запасы содержащегося в газе Н2s.

Далее рассчитывается соотношение между атомной массой серы и молекулярной массой Н2s.



(19.3)



? Н2s =1431 г/м3

(19.4)



(19.5)

Геологические запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на Отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода MН2S постоянная величина, которая равна 0,94.

Запасы Н2s и газовой серы рассчитываются в тыс.т.

Подсчёт запасов CО2, азота, гелия и аргона

Геологические запасы углекислого газа и азота получают путем умножения геологических запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:



(19.6)

Аналогично получают и геологические запасы гелия и аргона в тыс. м3.



(19.7)


ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №21

  1. Определение объёма залежи с использованием карты изопахит (суммирование вертикальных элементарных объёмов).

  2. Оценка перспективных ресурсов нефти и газа с использованием коэффициента соответствия структур

1. Непосредственное определение Vзал без расчета hэфн осуществляется при подсчете запасов нефти по низким категориям. Такой подсчет осуществляется по завершении стадии поиска месторождений. При этом используется минимальный объем информации, полученный, как правило, в единственной скважине, давшей промышленных приток нефти.

Структурный план залежи в этом случае определяется структурной картой, которая служила основой для постановки поискового бурения. Vзал может быть определен либо с использованием карт изопахит, либо без карт изопахит.

Способ суммирования вертикальных элементарных объемов.

Применяется традиционно при подсчёте запасов в залежах на территории Российской Федерации

При расчете объемов элементарных участков основной части залежи (без прикупольной зоны) используется формула определения объема полого цилиндра

Vi = , Vi объем элементарного участка

При расчете объема центральной (прикупольной) зоны используется формула определения объема кругового цилиндра: Vк =

полный объем всей залежи: Vзал =

Рассмотрим массивную неполнопластовую залежь
Определение объема проводятся в четыре этапа

1. Построение геологического профильного разреза с использованием структурной карты;

2. Построение профиля толщин нефтенасыщенной части пласта;

3. Построение карты изопахит нефтенасыщенной части пласта;

4. Определение объёма коллекторов в пределах залежи.

2. Подсчёт перспективных ресурсов производится по новым структурам, невскрытых бурением. Ресурсы подсчитываются объёмным методом.

Площадь залежи рассчитывается с помощью коэффициента соответствия структур:

,




где F – площадь залежи; S – площадь структуры по залежи по замкнутой изогипсе ОМГ (отражающий маркирующий горизонт).

Если в пределах структуры имеется несколько продуктивных пластов, то для расчёта коэффициента соответствия используется среднее значение:






Для подсчёта ресурсов по новым структурам используется средние значения коэффициента соответствия для каждого продуктивного пласта в пределах всей структурно-фациальной зоны:

,




где fi – площади залежей (А, В, С1, С2); Si – суммарная площадь всей поднятий по отражающему маркирующему горизонту (в т.ч. и пустых).

Подсчёт запасов осуществляется с помощью зависимости:

Qно = SRсрhэфнКпоКнн,




;






ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №22

  1. Определение объёма залежи с использованием карты изопахит (суммирование горизонтальных элементарных объёмов).

  2. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа на осредненную структуру.

1. Непосредственное определение Vзал без расчета hэфн осуществляется при подсчете запасов нефти по низким категориям. Такой подсчет осуществляется по завершении стадии поиска месторождений. При этом используется минимальный объем информации, полученный, как правило, в единственной скважине, давшей промышленных приток нефти.

Структурный план залежи в этом случае определяется структурной картой, которая служила основой для постановки поискового бурения. Vзал может быть определен либо с использованием карт изопахит, либо без карт изопахит.

Этот способ определения объема массивных залежей получил наибольшее распространение в США. Для расчета используется несколько формул:

1. Усеченного конуса:

2. Трапеции;

3. Формула Симпсона.

1 Расчет объёма залежи по формуле усеченного конуса

1.1 Определяется объем каждого элемента конуса основной части залежи по формуле:

Vi =




1.2. определяется объем верхней прикупольной части залежи

Vк = Sn n,




n – среднее значение hэфн между верхней изопахитой и вершиной залежи.

1.3. определяется объем всей залежи:

Vзал = ,




где N – количество элементов подсчета в основной части залежи.

2. для подсчета Vзал в целом без предварительного определения элементарных объемов может быть использована формула трапеции:

Vзал =




3. Для расчета объема всей залежи в целом может быть использована также формула Симпсона. Считается, что она позволяет получить наиболее точный результат

Vзал =




2. Обязательным условием применения метода является геотектоническая единенность сравниваемых территорий.

Способность прогноза на осредненную структуру целесообразно применять математические модели. Метод применим для оценки прогнозных ресурсов углеводородов, связанных только с антиклинальными поднятиями и не учитывает ресурсов, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа.

,




где Qоц – прогнозные ресурсы;

Nоц – число подготовленных и выявленных структур на оцениваемом участке;

qэт.стр. – средние запасы углеводородов, приходящиеся на одну структуру в пределах эталонного участка:

;




Кдостов – ресурсов С3 на эталонах:

;




QC3 – ресурсы тех же объектов, проверенных бурением.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №23

1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (пластовая сводовая залежь).

2. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа по удельным плотностям запасов.

1. Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

пластовая сводовая залежь. Если промышленный приток нефти получен в одной скважине и при этом толщина продуктивного пласта не изменяется, то hэфн принимается по данным этой единственной пробуренной скважине. Нефтенасыщенный объем залежи определяется без составления карты изопахит.



Объем коллекторов в пределах залежи запасами категорий С1 определяется следующим образом:

VC1 =




Объем запасов категории С2 определяется объемом коллекторов в пределах площади с запасами категории С2 и состоит из двух частей:

1. оставшегося объема в пределах внутреннего контура нефтеносности;

2. объема водонефтяной зоны (ВНЗ)

















2. Суть – сравнение эталонных и оценочных участков по совокупности критериев нефтегазоносности и перенос плотностей запасов по площади или по объему пород с эталонного участка на сходный или оценочный.

,




где ?эт – удельная плотность запасов по Sэт по исследуемому горизонту, ?Qэт – запасы категории (А, В, С1, С2, С3)+∆Q,

тогда

;




.




В зависимости от степени изученности оценочных участков эти параметры определяются по данным бурения отдельных параметрических скважин и региональных геофизических исследований.

Допустимые пределы Кан меняются от 0,5 до 2. Параметры эталона несоответствующие этому интервалу переносить на оценочный участок нельзя.

Иногда использут этот метод и для определения площади и объема пород-коллекторов.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 24

1. Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа. Сущность метода и условия его применения. Способы обоснования параметров, входящих в формулу подсчёта запасов.

2. Подсчёт извлекаемых запасов нефти при режиме растворённого газа методом вероятной производительности скважин.

1. 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 гoначальные 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:

;

(6.5)






,

(6.7)

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;

?ксоответствующая 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

2. Для таких залежей характерным является снижение во времени дебита скважин и добычи на завершающей стадии разработки. Для характеристики снижения добычи во время разработки используется три основных типа модели:

1. Вероятностная кривая производительности скважин;

2. Кривая снижения добычи во времени;

3. Кумулятивная кривая накопленной добычи

В основе метода лежит закон одинаковых предположений. Был предложен в 1918 г.Льюисом и Биллом (США);, а в 1923 г. теоретически обоснован Лейбензоном.

Согласно этому закону, если 2 скв. имеют одинаковую добычу в течении 1-2 лет, то и в дальнейшем их дебиты будут снижаться одинаково. При этом высоко продуктивные скважины снижают дебит q быстрее, чем скважины с меньшим q.

Метод основан на том, что коэффициент падения дебита, вычисленный по данным предшествующего этапа работы скважин. Сохраняет своё значение в течение всего оставшегося периода разработки залежи.






Информацией для подсчета являются сведения о среднесуточные дебитах скважин q, вычисленных за последних 2-3 года эксплуатации.

Если в скважине нарушались естественные условия эксплуатации, то она из расчёта исключается.

Подсчёт запасов проводится в 2 этапа.

1. На первом этапе по фактическим данным составляется корреляционная таблица, с помощью которой осуществляют сопоставление предыдущих и последующих дебитов скважин.

С помощью таблицы строится кривая вероятной производительности скважин.



На кривой выделяют участники с близкими коэффициентами падения дебита (I, II, III), соответственно выделяют группы скважин с различными коэффициентами падения дебита.

2. На втором этапе определяется остаточные извлекаемые запасы нефти

Для каждой из выделенной групп скважин рассчитываются остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину данной группы, которые рассчитываются по зависимости:






qi – средний входящий дебит для данной группы; qi+1 – конечный дебит скважин (для III группы по графику он равен экономически рентабельному, т.е. от 0,05 до 0,1 т/сут), Kпад - коэффициент падения для данной группы скважин.

Далее определяют

Qн остат. извл.грj=nKэ30,





где n – количество скважин; 30 – среднее количество суток в месяце; Kэ - коэффициент эксплуатации:

Kэработы сквкалендарн,




Общий остаточный запас составит:

Qн остат. извл.зап=Qн.ост.извл.грj.




где N – количество групп.

Начальные извлекаемые запасы составят:

Qн о. извл=Qн + Qн.остат.извл.зап...



ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 25

  1. Расчёт фактического значения коэффициента извлечения нефти при водонапорном режиме по заводнённой части залежи.

  2. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа объёмно-генетическим методом.

1. Это одна из разновидностей объемного метода, в основе которого лежит определение заводнённого объема залежи и содержащихся в нем начальных геологических запасов нефти.

,




Vзав - заводнённый объем

Зная общее количество нефти, добытой из залежи можно рассчитать КИН из заводнённого объёма залежи.

Определённые затруднения в применении этого метода вызывает сложность определения заводненного объема залежи.






С этой целью строят специальные карты положения поверхности начального и текущего ВНК. На основе этих карт составляется карта толщин заводнённой части пласта.

Определение КИНа с использованием приведенной формулы возможно лишь в условиях, когда величина P пл=Po, то есть в условиях собственно водонапорного режима.

Если при разработке залежи проявляются элементы упруговодонапорного режима, то необходимо вводить соответственную поправку на влияние упругих сил породы коллектора и насыщающих его флюидов.






В этих условиях поправка, вводимая в формулу, может быть рассчитана следующим образом:
















Основной недостаток - невозможность в большинстве случаев определить величину заводняемого объема залежи. Это может быть обусловлено отсутствием необходимой информации о положении ТВНК. Но даже если определена величина КИНа, то она является не конечной, а текущей.

2. Объемно-генетический метод (ОГМ) количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата разработан на основе осадочно-миграционной теории генезиса нефти и газа.

Прогнозные ресурсы углеводородов определяются на основе количественного моделирования процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

При этом учитывается количество генерированных и эмигрировавших из материнских пород жидких и газообразных углеводородов за вычетом потерь нефти и газа при их миграции в коллекторах и аккумуляции в ловушках.

Прогнозные ресурсы оцениваются по формуле

Qакн(г) = qэмн(г) Ч Sн(г)сб Ч Какн(г),

Sн(г)сб - нефте(газо)сборная площадь;

qэмн(г) - плотность эмиграции нефти и газа в расчетных точках нефтегазоматеринских отложений:

qэмн(г) = qгенн(г) Ч Кэм(г),

qгенн(г)плотность генерации нефти и газа, т/км2 и м3/км2,

qгенн =( Cорг Ч rmn Ч hmn Ч 106 Ч (Kгенн + 103 Ч Kгенг) )/ (СГЧ Мост)

Сорг - концентрация остаточного органического углерода в материнских породах, %;

rmn - плотность материнских пород, т/м3;

hmn - мощность материнских пород, м;

Kгенн, Kгенг - коэффициенты генерации нефти и УВ газа, % от исходной массы ОВ в начале катагенеза,

СГ - концентрация углерода в остаточном ОВ на данной стадии катагенеза, %,

Мост - остаточная масса ОВ, % от исходной массы;

Кэмн(г) - коэффициент эмиграции нефти (газа), в долях 1;

Какн(г)коэффициент аккумуляции нефти (газа), в долях 1

Qакн(г) = qэмн(г) Ч Sн(г)сб Ч Какн(г),

qэмн(г) = qгенн(г) Ч Кэм(г),

qгенн = (Cорг Ч rmn Ч hmn Ч 106 Ч (Kгенн + 103 Ч Kгенг) )/ (СГЧ Мост)

Какн(г)коэффициент аккумуляции нефти (газа), в долях 1

Какн(г) = Qакн(г) / Qэмн(г)

Qакн(г) – количество аккумулированной нефти (газа),

Qэмн(г) – количество эмигрировавшей нефти (газа).

Коэффициент аккумуляции изменяется в широких пределах: от 0,01 до 0,2. Это существенно снижает достоверность метода, несмотря на достаточно точно получаемые данные о количествах нефти и газа, генерированных и эмигрировавших из материнских пород.

Данным методом наиболее достоверно определяется только масса эмигрируемых углеводородов.

Расчет величины потерь в настоящее время представляет собой трудно разрешаемую задачу.

Данным методом наиболее эффективно оценивать ресурсы, по категории Д2 крупных объектов (НГО, НГП).

Оценка ресурсов этим методом дает представление о максимально возможном количестве нефти и газа в пределах объекта оценки.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 26,27

  1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С1.

  2. Выбор варианта уравнения материального баланса в зависимости от режима работы нефтяной залежи и особенностей её геологического строения.

1. Категории С1 – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа, при этом часть скважин может быть опробована испытателями пластов, в неопробованных скважинах получены положительные результаты геологических и геофизических исследований.

Для отнесения запасов к категории С1 должны быть известны:

1) тип, форма и размеры;

2) условия залегания пластов-коллекторов по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенные для данного района методам геологических и геофизических исследований;

3) литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газоностность, коэффициент вытеснения, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, изученная по керну и материалам геолого-геофизических исследований;

4) состав и свойства нефти, газа конденсата в пластовых и стандартных условиях, изученных по данным опробования скважин;

5) по газонефтяной залежи установлена промышленная ценность нефтяной оторочки;

6) продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления (Рпл), и температуры (t 0 С), дебиты нефти, газа и конденсата, изученные по результатам испытания и исследования скважин;

7) гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно промышленной разработки месторождения газа.

Обоснование границ запасов категории С1

  1. на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах):

если часть залежи уже разбурена в соответствии с технологической схемой разработки месторождения нефти, то запасы категории С1 примыкают к запасам категории В;

При этом граница между ними проводится по линии, соединяющей эксплуатационные скважины.

1.2. Если залежь еще не разбурена эксплуатационными скважинами, то запасы категории С1, выделяются в границах, проведенных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обеспечивающим гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода.

1.3 Если разведана только часть залежи, то для исследованной части категория С1 выделяется в границах, проведенных на расстоянии равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренными технологической схемой или проектом разработки.



l – расстояние между эксплуатационными скважинами.

2) на новой площади запасы категории С1 могут быть выделены по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти и газа. Граница участка подсчета запасов категории С1 проводится в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятыми в данном районе на аналогичных месторождениях.



Параметры подсчета запасов определяются по керну, гис, по аналогии с соседним месторождениями нефти и газа.

2. В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным (1.1):

Qно=

(1.1)

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=

(1.2)

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)],

(1.3)

в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],

(1.4)

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

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =

(1.5)

При замкнуто-упругом режиме внедрение пластовых вод в пределы залежи не происходит, величина (W - ?)? = 0 и ею можно пренебречь. Тогда уравнение (1.5) упрощается;

Qно=

(1.6)



ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 27,28

  1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С2.

  2. Подсчёт запасов нефти в условиях упруговодонапорного режима графо-аналитическим способом метода материального баланса.

1. Категория С2 – это запасы залежей, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

1) в недоразведанных частях залежи, приуроченных к участкам с запасами более высоких категорий;

2) в неопробованных залежах разведанных месторождений:

а) залежей в промежуточных неопробованных пластах;

б) залежей в вышезалегающих неопробованных пластах.

Для залежи с запасами категории С2 должны быть определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями следующие параметры:

1) форма и размеры залежи;

2) условия залегания продуктивного пласта;

3) толщина и коллекторские свойства

4) состав и свойства нефти, газа и конденсата.

Границы запасов категории С2 проводятся по контуру выявленной залежи.

Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

2. В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным [1] (1.1):

Qно=

(1.1)

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=

(1.2)

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)],

(1.3)

в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],

(1.4)

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

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =

(1.5)


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