Методы подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие коэффициента извлечения нефти.

Для подсчета запасов нефти используют методы: объемный, статистический и материального баланса.

Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Запасы нефти Q определяют по формуле

V_н= Fhmρϴβ_н η_н

геологические запасы

извлекаемые

где F - площадь нефтеносности, определяется для каждого горизонта индивидуально с использованием структурной карты и на основе подсчетного плана;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина, определяется как средне арифметическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или средневзвешенная мощность по всей площади залежи;

m - коэффициент открытой пористости, находят по результатам анализа керна, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной толщины пласта по простиранию определяют с помощью косвенных методов и в первую очередь с помощью методов промысловой геофизики;

r и q - плотность и объемный коэффициент находят по результатам находят по результатам лаб.анализа проб нефти;

нефти в поверхностных условиях;

q - объемный коэффициент, обратный усадке нефти В_н = 1/q;

b_н - коэффициент нефтенасыщения, определяют по данным лаб.исследований образцов керна и ПГИ; он зависит от литологофизических свойств пласта, свойств нефти и режима работы пласта;

h_н - коэффициент нефтеотдачи, это отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам, его величина зависит от режима работы скважин, литолого-физических свойств коллектора, от физико-химических свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт.

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

Метод материального баланса применяется наряду с объемным методом при подсчете запасов в залежах, работающих при упруго-водонапорном и смешанных режимах, а также при оценке пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, где затруднительно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, необходимых при использовании объемного метода.

V_г= Fhmρf(ар-а_кр_к) β_г η_г

геологические запасы

извлекаемые

f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям (Ратм, t=20⁰ С);

p, p_к - средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов;

a, a_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений r и r_к,

Показатели F, h, m определяются так же, как и при расчете запасов нефти объемным методом. Пластовые давления получают по данным восстановления давления при закрытии скважины. Коэффициент газоотдачи находят по результатам лабораторного изучения на кернах вытеснения газа водой, а также на основе статистических материалов разработки месторождений газа на других площадях.

Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов Q_н0 и конечного коэффициента извлечения нефти k_извл.н.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т.п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно, и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи, зависят от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может производиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2)подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

Билет № 15

1. Способы добычи, транспортировки, хранения, переработки и применения нефти в 17 веке…

В XVII в. повышается спрос на нефть и для ее хранения строятся первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных ямах глубиной 4-5 метров, вырытых в глинистых грунтах. Позд­нее стали строить амбары из камня, с использованием цемента. Эти амбары перекрывались каменными крышами. Такой способ хранения нефти применялся до второй половины XVII столетия.

В 1723 году по приказу Петра I бакинская нефть была под­вергнута перегонке в главной московской аптеке для изготовле­ния лекарственных бальзамов. В 1745 году архангельский купец Федор Прядунов построил первый в мире нефтеперегонный за­вод, на котором получали осветительную жидкость, названную керосином. До 1000 пудов (пуд равен 16 кг) керосина в год от­правляли в Москву, но в тот период осветительная жидкость пока не нашла большого спроса.

Поиск по сайту: