Об’ємний метод підрахунку запасів нафти - раздел Философия, ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ Об’Ємний Метод Підрахунку Запасів Нафти Відомий У Вигляді Декількох Варіантів...
Об’ємний метод підрахунку запасів нафти відомий у вигляді декількох варіантів:
- власне об’ємний метод;
- об’ємно-статистичний метод;
- метод ізоліній;
- об’ємно-ваговий метод;
- гектарний метод.
Найбільш частіше застосовується для підрахунку запасів і ресурсів власне об’ємний метод, який являє собою найбільш повне і детальне вираження варіантів цієї групи. Формула власне об’ємного методу має вигляд:
для підрахунку балансових геологічних запасів нафти
;
для підрахунку видобувних запасів нафти
;
де Qн.оі Qн.вид – відповідно балансові і видобувні запаси нафти, млн. т;
– площа нафтоносності, м2
– середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;
– середній коефіцієнт відкритої пористості колектора, долі од.;
– середній коефіцієнт нафтонасиченості породи; долі од.;
– підрахунковий коефіцієнт, який враховує усадку нафти на поверхні її дегазації долі од,:
;
– коефіцієнт усадки нафти після її дегазації;
– густина нафти на поверхні при стандартних умовах, кг/м3 або т/м3;
– коефіцієнт нафтовіддачі або нафтовилучення, долі од.
Крім цього кожен із добутків відповідно визначає:
- ефективний об’єм покладу;
– сумарний об’єм відкритих пор в ефективному об’ємі покладу;
– об’єм нафти, яка вміщується в порах в ефективного об’єму покладу (пластові умови);
– об’єм нафти, яка вміщується в порах в ефективному об’ємі покладу у перерахунку до стандартних умов;
– балансові запаси нафти при стандартних умовах, т;
–видобувні запаси нафти при стандартних умовах, т.
Параметри власне об’ємного методу визначаються шляхом детального вивчення комплексу даних пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин, який включає матеріали промислово-геофізичних методів, лабораторних досліджень керну, проб нафти і води, результатів промислових досліджень в процесі випробування та дослідження продуктивних горизонтів.
Площа нафтоносності (F)
Площа нафтоносності F визначається шляхом нанесення на підрахунковий план положення ВНК по окремих покладах або для родовища в загальному. Площа нафтоносності на підрахункових планах, а точніше на виділених площах підрахунку запасів або ресурсів визначається за допомогою планіметра або ЕОМ.
Середня ефективна нафтонасичена товщина ( h)
Середня ефективна нафтонасичена товщина h визначається за допомогою комплексу промислово-геофізичних досліджень з урахуванням результату випробування свердловин та даних досліджень керну. Для зручності виділення ефективної нафтонасиченої товщини будують кернограми в межах продуктивних горизонтів, на яких поруч з фактичними даними про пористість, проникність та водонасиченість вказують кондиційні значення цих параметрів при яких пласт не рахується продуктивним колектором. Кернограми значно полегшують визначення сумарних значень ефективних нафтонасичених товщин в межах інтервалів продуктивних горизонтів. При визначенні ефективної нафтонасиченої товщини в окремих свердловинах необхідно виключити із загальної товщини пласта, прошарки глин і аргілітів, а також прошарки, пористість і проникність яких нижче кондиційних значень.
Середня ефективна нафтонасичена товщина може бути визначена як середньоарифметична величина або середньозважена величина по площі за наступними формулами:
1) середньоарифметична величина
де – ефективні нафтонасичені товщини продуктивного пласта або горизонту в окремих свердловинах, м;
n – кількість свердловин.
2) середньозважена величина по площі
де – середні ефективні нафтонаcичені товщини пласта на ділянках карти ефективної нафтонасиченої товщини обмеженої двома сусідніми ізопахітами, м;
– площі відповідних ділянок, обмежених двома сусідніми ізопахітами, м2.
Коли в межах покладу виділяються блоки або ділянки з різними категоріями запасів середня ефективна нафтонасичена товщина пласта розраховується для кожної категорії запасів самостійно.
Величина відкритої пористості (т).
Величина відкритої пористості т в окремих свердловинах визначається на основі даних лабораторних досліджень зразків керну, відібраних з інтервалу ефективної нафтонасиченої товщини або за даними промислово-геофізичних досліджень при недостатній кількості взірців керну. В будь-якому випадку для більшої впевненості необхідно мати достатню кількість визначень пористості і скористатись поінтервальним порівнянням даних промислово-геофізичних досліджень з результатами визначення пористості по керну.
Внаслідок такого порівняння з врахуванням кількості і якості спостережень уточнюється перевага тих або інших даних по відношенню до інших. При цьому в жодному випадку для розрахунків середнього значення коефіцієнтів пористості не слід використовувати суміш даних визначених по керну і даних промислово-геофізичних досліджень.
Середня величина відкритої пористості в межах площі визначається аналогічно, як середня ефективна нафтонасичена товщина, а саме:
1) середньоарифметична величина
де – конкретні значення відкритої пористості пo свердловинах (без значень нижче кондиційних), %;
n – число конкретних значень.
Середньоарифметична величина коефіцієнта пористості по свердловинах рахується в тому випадку, якщо пласт є однорідний за літологічною характеристикою, а окремі індивідуальні значення пористості мало відрізняються між собою. Якщо пласт неоднорідний за літологічним складом і складений декількома прошарками, то середню величину коефіцієнта відкритої пористості визначають як середньозважену по товщині пласта.
2) середньозважена по товщині пласта
або
де – середні значення коефіцієнта відкритої пористості в межах відповідного інтервалу, %;
– товщини окремих інтервалів або прошарків, для яких визначена пористість, м.
По цих середніх значеннях пористості по свердловинах розраховується середньоарифметична величина пористості mс.р. по пласту:
,
де т1с.р(h), т2с.р(h), тпс.р(h) – середні значення пористості по свердловинах, %;
3) середню величину пористості по пласту можна визначити шляхом зважування даних по свердловинах по площі (S) за допомогою побудови карти рівної пористості:
,
де т1с.р, т2с.р, тпс.р– середні значення пористості між сусідніми ізопахітами, %;
– площі відповідних ділянок, обмежених двома сусідніми ізопахітами, м2.
Коефіцієнт нафтонасиченості (bн).
Коефіцієнт нафтонасиченості bн визначається на основі результатів розрахунку водонасиченості по керну або промислово-геофізичних даних. При цьому досить корисне поінтервальне співставлення результатів аналізу кернів і промислово-геофізичних досліджень. Для визначення середнього значення коефіцієнта нафтонасиченості слід будувати відповідні карти і робити розрахунки, аналогічні тим, які робляться для визначення середнього значення коефіцієнта відкритої пористості.
Коефіцієнт нафтонасиченості bн безпосередньо пов’язаний з коефіцієнтом або вмістом зв’язаної води (bзв.в) в порах. Чим більший коефіцієнт зв’язаної води, тим менший коефіцієнт нафтонасиченості. Рахується, що об’єм порового простору приймається за одиницю, вміст нафти і зв’язаної води дорівнює 1. Таким чином, визначивши вміст зв’язаної води за допомогою ГДС або будь–якими іншими методами можна визначити bн
.
Коефіцієнт нафтонасиченості не може бути більше 1.
Перерахунковий коефіцієнт (q).
Перерахунковий коефіцієнт q (величина, обернена до об’ємного коефіцієнту пластової нафти b) найбільш точніше визначається за даними лабораторних досліджень глибинних проб пластової нафти, відібраних безпосередньо з глибин інтервалів перфорації. Відбір і дослідження глибинних проб пластової нафти необхідно проводити по першим розвідувальним свердловинам, розташованих на різних гіпсометричних відмітках і в різних частинах покладу (особливо при значному поверсі нафтоносності і значних розмірів покладу). Обробка результатів досліджень заключається у встановленні закономірностей зміни властивостей пластових нафт по площі і висоті покладу, у відповідності з чим визначається і середнє значення параметру.
При незначних і безсистемних відхиленнях перерахункового коефіцієнта по площі і висоті покладу, зазвичай приймається середньоарифметичне значення його по всіх свердловинах, за виключенням тих, по яких проби виявились явно неякісними. При закономірних змінах перерахункового коефіцієнта по площі або висоті покладу середнє значення перерахункового коефіцієнта вираховується з урахуванням цих змін і перераховуються на середину об’єму покладу. У ряді випадків буває корисним (навіть необхідним) будувати графіки зміни перерахункового коефіцієнта (або об’ємного коефіцієнта пластової нафти), а також тиску насичення нафти газом і дійсної розчинності газу в нафті. В загальному випадку зміна значень перерахункового коефіцієнту в першу чергу повинна бути ув’язана з абсолютною глибиною залягання пласта або того прошарку, з якого відібрана проба пластової нафти.
Перерахунковий коефіцієнт q визначає можливість усадки нафти в пластових умовах і визначається через коефіцієнт усадки нафти e, що визначається в лабораторних умовах. Формула для підрахунку має вигляд:
q може бути визначено через ε по графічних залежностях.
Густина нафти (ρн).
Густина нафти визначається на основі аналізу проб нафти, відібраних на гирлі свердловини і досліджених в стандартних умовах (Р=0,1МПа, t=20°С). Відбір і аналіз поверхневих проб нафти повинні бути проведені по всіх розвідувальних свердловинах, які дали припливи нафти, а при визначенні середнього значення густини нафти повинні бути використані тіж самі методи, які рекомендовані для визначення перерахункового коефіцієнту.
Густина нафти ρн (кг/м3 або т/м3) визначається, як середньоарифметична величина з усіх вимірів по окремих свердловинах, які відносяться до даної площі підрахунку.
Коефіцієнт нафтовіддачі (нафтовилучення)( ηн).
Коефіцієнт нафтовіддачі (нафтовилучення) ηн характеризує можливість видобутку балансових геологічних запасів нафти при використанні раціональної системи розробки і способу видобутку з врахуванням природного режиму роботи покладу. Коефіцієнт нафтовилучення може бути проектним, поточним, кінцевим. Під час розробки може змінюватись від ефективності розробки, особливостей геологічної будови покладу. Приймається по аналогії з сусідніми родовищами, які вже розробляються для даного нафтоносного регіону.
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ:
Об’ємний метод підрахунку запасів нафти
Что будем делать с полученным материалом:
Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
Cуть класифікації запасів і ресурсів
Класифікація запасів і ресурсів – нормативно науково обґрунтований документ, який охопив накопичений досвід пошуків, розвідки і розробки нафтових і газових родовищ. Класифікація запасів і ресурсів
Комплексний підхід до вивчення нафтових і газових родовищ
У „Класифікації запасів та ресурсів...” (1997 рік) відображені вимоги комплексного та раціонального використання корисних копалин. Раціональне та комплексне використання корисних копалин базується
Підрахунковий план
Основним графічним документом при підрахунку запасів є підрахунковий план. Підрахунковий план (рис. 2.1) складається на основі структурної карти покрівлі продуктивних пластів – колекторів або ж по
СУМАРНІ РЕСУРСИ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ
Для порівняння нафтогазоносності різних регіонів користуються інтегральними оцінками, які включають в себе накопичений видобуток, запаси, ресурси нафти, газу і конденсату всіх категорій. Першим наз
Природні резервуари
Природним резервуаром (по В.О. Броду) називається природна ємність для нафти, газу і води, всередині якої вони можуть циркулювати і форма якої обумовлена співвідношенням колектора з вміщаючим його
Класифікація покладів по фазовому стану ВВ
Залежно від фазового стану і основного складу вуглеводневих з'єднань в надрах поклади нафти і газу підрозділяються на (рис 5.2):
- нафтові, які містять тільки нафту, в різній степені насич
Основні особливості, що характеризують умови розробки покладів
Будь-який нафтовий або газовий поклад володіє потенційною енергією, яка в процесі розробки витрачається на витіснення нафти і газу з резервуару (продуктивного пласта). Витіснення флюїдів з покладу
Відхилення вуглеводневих газів від законів ідеальних газів
Вуглеводневі та інші неідеальні гази в тій чи іншій мірі відхиляються від законів газового стану для ідеальних газів.
Стисливість вуглеводневих газів. Рівняння Клапейрона буде дійсне для в
Основні властивості нафти
Густина нафти, як і густина будь–якої речовини – це маса одиниці її об’єму. Вона вимірюється в кг/м3 або т/м3 і визначається за формулою:
Властивості нафти в пластових умовах
В пласті нафта знаходиться під дією високих тисків і підвищених температур; крім того в ній міститься розчинений газ. Все це в значній мірі відбивається на її властивостях і умовах руху по пласту.
Нафто-, газо- і водонасиченість порід
Всередині нафтонасичених і газонасичених пластів не весь об’єм пор заповнений нафтою або газом; частина його зайнята залишковою водою, яка при формуванні покладу не була витіснена внаслідок різних
Нафто-, газо- і водонасиченість порід
Всередині нафтонасичених і газонасичених пластів не весь об’єм пор заповнений нафтою або газом; частина його зайнята залишковою водою, яка при формуванні покладу не була витіснена внаслідок різних
Регіональний етап
На цьому етапі проводяться регіональні геолого-геофізичні роботи. Відповідно до завдань регіональний етап ділять на дві стадії: прогнозування нафтогазоносності і оцінка зон нафтогазонакопичення.
Пошуковий етап
Пошукові роботи направлені на забезпечення необхідних умов для приросту розвіданих запасів нафти і газу. Він розділяється на стадію виявлення і підготовки об'єктів для пошукового буріння і стадію п
Розвідувальний етап
Цей етап ділиться на дві стадії: оцінка родовищ (покладів) і підготовка їх до розробки.
Стадія оцінки родовищ (покладів).Об'єктами робіт на цій стадії служать відкриті род
Виділення оціночних об’єктів прогнозних ресурсів
У сучасній науці під системами зазвичай розуміють складні об'єкти, для яких характерні множинність, різнотипність і різноякісність утворюючих їх елементів і зв'язків. До важливих властивостей систе
Виділення підрахункових об’єктів перспективних ресурсів
При підрахунку перспективних ресурсів категорії С3 рівень підрахункових об’єктів в плані відповідає окремій пастці, здатній акумулювати нафту і газ. Тип пастки визначається будовою струк
Підрахункові об’єкти запасів нафти і газу
Перший підрахунок запасів виявленого (відкритого) покладу виконується після отримання промислового припливу нафти і газу на перспективній площі. У розрізі підрахунковий об’єкт приймається як пласт
ВИМОГИ ДО ГЕОЛОГІЧНОЇ ВИВЧЕНОСТІ ОБЄКТІВ РОБІТ
По кожній розвідувальній свердловині слід провести комплекс досліджень необхідних для підрахунку запасів, а саме:
- детальне вивчення для визначення літологічних і петрогра
Та наявних в них корисних компонентів
Підрахунок запасів родовищ та оцінка перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату та наявних в них “корисних компонентів проводиться на певну дату згідно з вимогами класифікації” (1997р.), якою
ЛЕКЦІЯ №11
МЕТОДИ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ
На теперішній час достатньо обґрунтовані теоретично і практично три групи методів підрахунку запасів і ресурсів нафти і г
Суть об’ємного методу підрахунку
Виходячи з того, що нафта і газ в надрах знаходяться в порах, тріщинах, кавернах теригенних або карбонатних порід і займають верхню частину пастки внаслідок гравітаційного розподілу і характеризуют
Метод ізоліній
Метод ізоліній заснований на групуванні і сумісному графічному відображенні у вигляді карт (в ізолініях) комплексних параметрів об’ємного методу для підрахунку запасів нафти. Іноді об’єднується пот
Підрахунок запасів вільного газу об’ємним методом
Об’ємний метод підрахунку вільного газу також є ефективним методом, що може бути використаний для підрахунку запасів на будь-якій стадії пошукових, розвідувальних і експлуатаційних робіт або розроб
Підрахунок запасів вільного газу за методом падіння тиску
Даний метод іноді називають статистичним або методом матеріального балансу для газів. Досить простий, так як не вимагає визначення границь покладу, пустотного газонасиченого об’єму покладу та інших
Підрахунок запасів конденсату
Рідини, які відносяться до конденсатів за фізико – хімічними властивостями займають проміжне положення між нафтою і газом. Вони, як правило, вмішують значно більший відсоток вуглеводнів від етану д
МЕТОД МАТЕРІАЛЬНОГО БАЛАНСУ
Метод матеріального балансу заснований на вивченні зміни фізичних параметрів рідини газу, які вміщуються в пласті, в залежності від зміни тиску при розробці. В процесі видобутку з пласта рідини (на
Виведення рівняння, заснованого на законі збереження матерії
Вивід цього рівняння базується на тому, що первісна кількість вуглеводнів (в об’ємних одиницях) в пласті приведених до деякого тиску дорівнює сумі вуглеводнів (в об’ємних одиницях), що видобуті і я
МАТЕРІАЛЬНИЙ БАЛАНС ПРИ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ ГАЗУ
При газовому режимі роботи газових покладів виведення формул матеріального балансу може бути засновано на любому вихідному положенні методу.
Дійсно, якщо виходити з постійності об’єму пор,
Принципи статистичного методу
Принципи статистичного методу підрахунку запасів нафти і газу є досить прості. Вони заключаються в знаходженні в графічному або аналітичному виразі того або іншого зв’язку, який характеризує попере
Статистичний метод підрахунку запасів нафти
Як вже відмічалось для різних геолого – промислових умов з метою підрахунку запасів нафти використовуються різні статистичні залежності. Але найбільш широке розповсюдження в практиці підрахунку зал
Підрахунок перспективних ресурсів категорії
Об’єктами підрахунку перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату є підготовлені до глибокого буріння пастки структурного і не структурного типу. На перспективних площах в кожному пласті (горизо
Безпосереднє визначення площі нафтогазоносності
Цей спосіб застосовується, якщо:
а) перспективна структура підготовлена сейсмічними методами на рівні продуктивного пласта (горизонту);
б) нафтогазоносний пласт на сусідніх поклад
Оцінка прогнозних ресурсів
Для оцінки прогнозних ресурсів на будь – якій території, насамперед необхідно зробити оцінку цієї території якісно, тобто з точки зору наявності сприятливих умов для можливого знаходження в ній наф
ЛЕКЦІЯ №21
ВИБІР МЕТОДУ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ ЗАЛЕЖНО ВІД РЕЖИМУ І СТУПЕНЯ РОЗВІДАНОСТІ ПОКЛАДУ (РОДОВИЩА)
Можливість успішного застосування того або іншого
ВИЗНАЧЕННЯ КОЕФІЦІЄНТІВ НАФТО-, ГАЗО- І КОНДЕНСАТОВІДДАЧІ
Коефіцієнти нафто-, газо- і конденсатовіддачі, являють собою співвідношення між видобувними і балансовими запасами відповідних вуглеводнів і є важливими геолого-економічними показниками ефективност
Визначення коефіцієнта нафтовіддачі
Під коефіцієнтом нафтовіддачі (або коефіцієнтом вилучення нафти) розуміють відношення видобувних запасів нафти (Qвид.), тобто сумарного можливого видобутку нафти з покл
Способи розрахунку коефіцієнтів нафтовіддачі
З наведених вище даних можна бачити, що нафтовіддача залежить від багатьох факторів. Тому всебічний облік цих факторів на стадії оцінки покладу, на якій необхідно запрогнозувати нафтовіддачу, дуже
Фактори, які впливають на газо- і конденсатовіддачу
На газо-і конденсатовіддачу впливають також дві групи факторів: природні (геологічні) і штучні (характер розробки). Однак дія цих факторів значно відрізняється.
Так, як на нафтовіддачу (і
Способи розрахунку газовіддачі газових і газоконденсатних покладів
Розрахунок газовіддачі газових покладів залежить від роботи покладів. У випадку газового режиму, який характеризується збереженням об’єму пор, що зайняті газом і постійним складом газу, то коефіціє
Способи розрахунку конденсатовіддачі
Газоконденсатні поклади можуть розроблятися як при постійному пластовому тиску (при водонапірному режимі або з застосуванням заходів по дії на пласт), так і при режимі природного виснаження енергії
Переведення запасів в більш високі категорії
В процесі розбурювання покладів нафти по технологічній схемі і покладів газу по проекту дослідно – промислових робіт, а також при розбурюванні цих же покладів по проектам розробки щорічно здійснюєт
ПІДРАХУНОК ЗАПАСІВ НАФТИ І ГАЗУ НА ПЕОМ
Попередні десятиріччя кінця ХХ століття і текучий час характеризувалися широким впровадженням ПЕОМ в практику підрахунку запасів нафти і газу. З одного боку, задача автоматизації підрахунку запасів
Порядок представлення матеріалів в ДКЗ України
Розвідані запаси нафти, горючих газів і супутніх компонентів, які служать або можуть служити базою сировини для діючих, реконструйованих і проектованих підприємств, підлягають обов’язковому затверд
Текст звіту
В тексті звіту повинні бути надані характеристики родовища, опис проведених геолого – розвідувальних, геофізичних, гідрогеологічних, дослідницьких і випробу-вальних робіт та їх результатів, обґрунт
Графічні матеріали
В звіті з підрахунку запасів повинні міститися наступні графічні матеріали.
1 Оглядова карта району родовища з вказівкою місця положення його, найближчих родовищ, нафто-газопромислів, нафт
Оформлення матеріалів
1 На титульному листі звіту вказуються: організація - що проводила розвідку і що виконала підрахунок запасів, повне найменування родовища і район його розташування, дата, на яку зроблений підрахуно
ТИПОВІ НЕДОЛІКИ ЗВІТІВ
Звіт з промислової оцінки нафтового або газового родовища є багатоплановою комплексною роботою, в якій бере участь великий колектив фахівців різного напряму і рівня знань. Кожний з фахівців характе
Необхідна детальність розрахунків
З метою стандартизації характеру і розмірності величини запасів нафти, газу і супутніх корисних компонентів “Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр”, 1997р. передбач
ЗАКЛЮЧЕННЯ
Промислова оцінка родовищ нафти і газу вимагає проведення широкого комплексу регіональних і детальних геологічних, геофізичних, фізико – хімічних, гідродинамічних та інших досліджень, спрямованих н
Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
;
;
– площа нафтоносності, м2
– середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;
– середній коефіцієнт відкритої пористості колектора, долі од.;
– середній коефіцієнт нафтонасиченості породи; долі од.;
– підрахунковий коефіцієнт, який враховує усадку нафти на поверхні її дегазації долі од,:
;
– коефіцієнт усадки нафти після її дегазації;
– густина нафти на поверхні при стандартних умовах, кг/м3 або т/м3;
– коефіцієнт нафтовіддачі або нафтовилучення, долі од.
- ефективний об’єм покладу;
– сумарний об’єм відкритих пор в ефективному об’ємі покладу;
– об’єм нафти, яка вміщується в порах в ефективного об’єму покладу (пластові умови);
– об’єм нафти, яка вміщується в порах в ефективному об’ємі покладу у перерахунку до стандартних умов;
– балансові запаси нафти при стандартних умовах, т;
–видобувні запаси нафти при стандартних умовах, т.
– ефективні нафтонасичені товщини продуктивного пласта або горизонту в окремих свердловинах, м;
– середні ефективні нафтонаcичені товщини пласта на ділянках карти ефективної нафтонасиченої товщини обмеженої двома сусідніми ізопахітами, м;
– площі відповідних ділянок, обмежених двома сусідніми ізопахітами, м2.
– конкретні значення відкритої пористості пo свердловинах (без значень нижче кондиційних), %;
– середні значення коефіцієнта відкритої пористості в межах відповідного інтервалу, %;
– товщини окремих інтервалів або прошарків, для яких визначена пористість, м.
,
,
.
Новости и инфо для студентов