§ 1. Классификация запасов месторождения нефти и горючих газов 1

Б. Группы запасов

6. Запасы нефти, горючих газов и содержащихся в иих сопут¬ствующих компонентов по народнохозяйственному значению раз¬деляются на две группы, подлежащие отдельному подсчету и учету: на балансовые запасы, разработка их в настоящее время эконо¬мически целесообразна, и забалансовые запасы, в настоящее время нерентабельные, но они могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В балансовых запасах нефти, растворенного в ней газа, а также конденсата в свободном газе выделяются и учитываются извле¬каемые запасы, т. е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании техники и технологии.

7. Коэффициенты извлечения иефти и конденсата устанавлива¬ются Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР на основании технико-экономических расчетов, апробированных по нефти Министерством нефтяной про¬мышленности, а по конденсату Министерством газовой промыш¬ленности.

2) Температура при подсчете запасов ув

?

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:

Q г бал = F. h г. k п о. k г. К p. К t ;

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л) ;

a = 1 / Z

где Q г бал - балансовые запасы газа, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h г - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

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

k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p – коэффициент барический, доли ед.;

К t – коэффициент термический, доли ед.;

Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

a о – соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа,

доли ед.; a о = 1 / Z о;

Р о с т – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

a о с т – соответствующая давлению Р о с т поправка на сжимаемость газа,

доли ед. a о с т = 1 / Z о с т;

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

Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;

Т о – абсолютная температура, равная 273 К;

t с т – стандартная температура, равная 20ОС;

t п л – температура пласта, ОС.

3. Деление месторождений ув по велечине запасов

По величине извлекаемых запасов:

• уникальные— более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

• крупные— от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

• средние— от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;

• мелкие— от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;

• очень мелкие— менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

Билет 6

1. Подсчет содержащихся в нефти и газе компонентов??

2. Прогнозные ресурсы

D1 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.)

D2 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана).