19)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на разрабатываемых площадях (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
Объект иссл-я: отдельные залежи, многопластовые м-я.
Исх геол инф-я: высокая плотность разбуренности залежи по тех. схеме или по проекту разр-ки; большая изученность з-жи по разрезу и по S.
Задачи: детализация границ распр-ия кол-ов с разной продук-тью, что позволяет более дифференцировано подходить к ПЗ. На данном этапе (в зав-ти от ст изуч-ти) подсч-ся запасы категорий С1+В, А+В+ С1 или А+В.
Обосн подсчет пар-ов:
F- площадь. На данном этапе проводится уточнение площади залежи, а именно - более точное расположение границ выкл-я или зам-я кол-ра, а также выделение в пределах залежи участков кол-в, имеющих разную продуктивность.
а) определение границ выкл-я и лит-фац зам-я кол-ов можно опр-ть геометрически по методу экстраполяции градиента изменения мощности пласта. Расчет производится по профилю не менее чем из 3-х скважин.
G= H2-H1 / L1 - градиент изменения мощности
L0— (L1 /Δh ) * Н - положение точки выкл-я пласта (Δh=H2-H1)
б) опр-е границ распр-я кол-ов также м.б. проведено путем прослеживания изменения по Sз геофиз параметров αсп или ΔJγ (на основании кот опр–ись кондиц зн-я ФЕС прод пластов). Для этого составляется карта параметра αсп (или ΔJγ), на кот методом интерполяции проводится зн-е αсп критич (соответствующее мин допустимому значению пористости), разделяющее зону наличия или отсутствия кол-ров.
Для выд-я на картах зон различной продуктивности кол-ов исп-ся известные зав-ти αсп =f (qуд.), (как функция удельного дебита скв). Высокопрод-е инт-лы отдел-ся от низкопродук-х значением - αсп граничное. Границу НПК-ВПК определяют по линии наклона кривой. Затем обе границы коллектор-неколлектор и ВПК-НПК, переносятся на карты эффект и эф.н.н. толщин, на основе кот ведется расчет н-г/н Vз. Все остал пар-ры опр-ся аналогично опред-ию таковых на развед этапе. Особенностью опр-я подсч пар-ов яв-ся то, что они вычисляются для зон высокопрод-го и низкопрод-го кол-ра, а также для отдельных пропластков и нерасчлененных пластов.
ПЗ Н и Г на залежах, находящихся в разработке ведется с учетом:
-количества пластов (n) - Σ
-количества пропластков (m) - Σ
-выделения площадей с категориями запасов С1 и В на залежах, разбуренных по тех. схеме или по проекту ОПЭ., или кат. В и А (при разбуривании по проекту разработки) - Σ
- выделения зон пласта - ВНЗ и НЗ - Σ
- выделения коллекторов с различной продуктивностью - ВПК, НПК - Σ
Формулы для ПЗ на разрабатываемых м-ях имеют тот же вид, что и на ст подготовки к разработке, но кол-во сумм ↑.
1) неоднородный коллектор + изменение параметров нефти по площади.
2) и т.д.
20)Подсчёт запасов газа растворённого в нефти.Подсчёт запасов пропана,бутана и других полезных компонентов.
Подсчёт запасов растворённого газа:
В общем случае, начальные балансовые запасы газа, растворенного в нефти, определяются исходя из величины балансовых запасов нефти и ее начального газосодержания:
Qг.р.о = Qно rо,
Газосодержание определяется по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании.
Определение величины извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти зависит от существующего в залежи режима.
1)При водонапорном и упруговодонапорном режимах величина пластового давления в процессе разработки всегда выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянна, а извлекаемые запасы определяются по формуле:
Qг.р.изв = Qнизв rо,
2)При режиме растворенного газа, газонапорном или смешанном режимах, извлекаемые запасы газа, растворенного внефти определяются из уравнения материального баланса как разница между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа:
Qг.р.изв= Qг.р.о - Qг.р неизв.
Основной показатель в формуле, требующий определения – это объем неизвлекаемых запасов газа, который складывается из:
- объема свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти
- усадки неизвлекаемой нефти и объема неизвлекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти.
Подсчёт запасов этана,бутана,пропана и других полезных компонентов:
Балансовые запасы этих компонентов подлежат учету в пределах газовых, газоконденсатных, газонефтяных месторождений если:
- разведанные запасы газа на месторождении составляют не менее 10 млрд.м3;
- запасы этих компонентов в процентном соотношении составляют не менее 3%.
Для определения балансовых запасов этана, пропана, бутана необходимо определение их потенциального содержания – П.
Потенциальное содержание компонентов в составе пластового газа определяется по формуле: П= lкомп комп / 100 (гр/м3).
l комп – доля каждого компонента в пластовом газе;
комп – плотность при стандартных условиях
Зная величину П, можно определить балансовые запасы:
Qо п.к. = Qог П,
21)Подсчет балансовых и извлекаемых запасов конденсата. Газоконденсат – это состояние углеводородной системы, в которой жидкие УВ при определенных температуре и давлениях находятся в растворенном состоянии в газовой фазе.
Конденсат - смесь УВ-ых соединений С5 и вышекипящие (пентан и выше).
Различают сырой и стабильный конденсаты: сырой – жидкие УВ с растворенными в них газообразными компонентами (СН4, С2Н6, С3Н8, Н2S) в стандартных условиях; стабильный – состоящий только из жидких УВ.
Плотность стабильного конденсата – 0,6-0,82 г/см3.
При определении запасов конденсата учитывается только стабильный конденсат, количество которого определяется по запасам в залежи пластового газа.. Поэтому для подсчета балансовых запасов конденсата необходимо определить его содержание в составе пластового газа способом одно-двухступенчатой сепарации. Пробы для определения содержания конденсата при значительном этаже газоносности (свыше 300 метров) должны быть отобраны:
- в наиболее продуктивных скважинах, расположенных на разных гипсометрических отметках;
- в разных зонах залежи (свод, крылья)
- в разных фазовых зонах залежи (газоконденсатная; зона нефтяной отторочки), т.к., содержание конденсата может сильно варьировать.
Отобранные пробы помещаются в сепаратор, где происходит отделение сырого конденсата от газа и замер газоконденсатного фактора (отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата в сепараторе). Эта величина может изменяться от 1500 до 25000 м3/м3. Далее из полученного продукта полностью удаляются газообразные компоненты (метан и частично его гомологи, также сероводород, углекислый газ, азот и др.). Оставшеееся вещество представляет собой стабильный конденсат, запасы которого собственно и подсчитывают.
Балансовые запасы конденсата определяются с учетом балансовых запасов газа и потенциального содержания конденсата в нем: Qк о = Qг о П,
Где П – потенциальное содержание конденсата – т.е., сумма компонентов С5 и вышекипящих гомологов в сыром конденсате (К) и содержание этих же компонентов в отсепарированном газе (L)
П=К+L
Пример: Если балансовые запасы газа в газоконденсатной залежи составляют 100 млрд. м3, то запасы конденсата могут составить до 8000 т.м3.
Начальные извлекаемые запасы конденсата определяются по формуле:
Qк и = Qк о kизв
kизв – коэффициент извлечения конденсата – это отношение разности величины начального потенциального содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному пластовому содержанию:
kизв = П – qпл.п. / П
Разработка газоконденсатных залежей ведется с постепенным снижением пластового давления ниже давления конденсатообразования, и как следствие, имеет место «выпадение» конденсата в пласт. Поэтому, сокращение пластовых потерь конденсата составляет одну из сложнейших задач газовой промышленности. Одним из решений данной проблемы является применение сайклинг-процессов – т.е., поддержание в залежи пластового давления путем циклической закачки газа, освобожденного на поверхности от конденсата вплоть до полного извлечения последнего из пласта. Метод требует больших капиталовложений и составления экономических, технологических и геологических обоснований.
Величина пластовых потерь конденсата при разработке (qпл.п) определяется в лабораторных условиях на специальной установке УГК –3. По выполненным замерам составляют графики зависимости объема (V) выделившегося конденсата от величины пластового давления.
По кривым рассчитываются величины пластовых потерь конденсата за весь период эксплуатации с учетом специальных формул.