Всего на сайте:
119 тыс. 927 статей

Главная | Добыча и разработка природных ресурсов

Подсчёт запасов нефти объёмным методом.  Просмотрен 111

Запасы нефти – количество нефти на месторождениях, где получены промышленные притоки и есть данные, необходимые для определения подсчётных параметров.

Самый распространенный – объёмный метод, для этого используют формулу:

 

Qн = F*h*m*Kн*1/β*ρ

 

Qн - Геологические т.е заключенные в пласте запасы нефти в [т];

F - площадь нефтеносности [м2];

h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта [м];

m - коэффициент открытой пористости [доли единиц];

Kн - коэффициент нефтенасыщенности [доли единиц];

β - Объемный коэффициент, который учитывает изменение объема нефти при подъеме на поверхность;

ρ - Плотность нефти [т/м3].

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на знании геологических условий залегания нефти в пласте.

Qизвл=F×h×m×Kн×h×q×dн,

 

Qизвл - извлекаемые промышленные запасы нефти, приведенные к поверхностным условиям, т;

F - площадь нефтеносности;

h - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m - средний коэффициент открытой пористости коллектора;

Kн - средний коэффициент нефтенасыщенности пласта;

h - коэффициент нефтеотдачи пласта;

q - пересчетный коэффициент для перевода нефти из пластовых условий в поверхностные;

dн - средняя плотность нефти в поверхностных условиях, выраженная в т/м3;

F×h×m - суммарный объем открытых пор всей залежи;

F×h×m×Kн - объем нефти, содержащийся в порах пласта в пластовых условиях;

F×h×m×Kн×h - объем нефти, который может быть извлечен из пласта на поверхность в результате разработки залежи.

Определение продуктивной площади. Площадь определяют на базе подсчетного плана, который составляют путем нанесения на структурную карту данных опробования скважин и ГИС (по кровле продуктивного горизонта). Результаты опробования изображают в условных обозначениях таким образом, чтобы они были наглядными и давали возможность установить границы залежей.

 
 

Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины пласта. Производится по скважинам на основании комплекса ГИС: электрокаротаж, БКЗ, РК, микрозонд с учетом результатов опробования скважин и данных керна. Для выделения эффективных нефтенасыщенных толщин в разрезах скважин полезно строить кернограммы. На которых отображаются предельные и фактические значения Кпр, пористости, Кн по интервалам толщины пласта. Эти значения могут быть определены по керну и по промыслово-геофизическим данным. На основании кернограмм определяются эффективные нефтенасыщенные толщины для каждой скважины. Среднюю и эффективную нефтенасыщенную толщину по залежи в целом рассчитывают по формуле

 

Построение карт изопахит необходимо в случае закономерного изменения толщин, наличия залежей с большой водонефтенасыщенной зоной или при наклонном водонефтяном контакте. В ряде случаев возможно и желательно непосредственное определение объема залежи по картам изопахит. Положение нижней границы эффективной нефтенасыщенной толщины усложнено наличием переходной зоны: в плохо проницаемой - 7-8м, в хорошо проницаемой - небольшая толщина (за счет капиллярных сил). За нижнюю границу эффективной нефтенасыщенной толщины принимают среднюю линию интервала переходной зоны.

Определение среднего коэффициента открытой пористости - по данным лабораторных исследований образцов керна, либо по ГИС.

Определение нефтегазонасыщенности - на основании лабораторных исследований керна, ГИС.

Определение пересчетного коэффициента -q - величина, обратная объемному коэффициенту (в)

в=rн.атм/rн пл. q=1/в=rн пл./rн.атм определяется по результатам анализов глубинных проб, приведенных к стандартным условиям на поверхности. q определяется по соотношению, которое учитывает сжимаемость пластовой нефти и температуру. q=(1+bрDР)(1-btDt) [1/в], где bр-коэффициент сжимаемости пластовой нефти; bt-коэффициент термального расширения нефти; DР-изменение давления от пластового до стандартного; Dt-изменение температуры от пластовой до стандартной.

Определение коэффициента нефтеотдачи. Зависит от энергетического режима работы залежи, литолого-физических свойств коллекторов, свойств нефти и условий разработки. Наиболее высокие КИН для залежей с песчаными коллекторами, нефти с небольшой вязкостью. h=hвыт×hохв, где hвыт-коэффициент вытеснения нефти; hохв-коэффициент охвата пласта жидким вытеснением.

Определение плотности нефти - ареометром.

Предыдущая статья:Не продавайте в лоб! Двухшаговые продажи Следующая статья:Подсчёт запасов нефти, газа и конденсата объёмным методом.
page speed (0.0093 sec, direct)