![]() Обратная связь ТОР 5 статей: Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы КАТЕГОРИИ:
|
МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ
Для подсчета запасов нефти используются следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы нефтеводоносных пластов. Объемный метод Наиболее широко в геолого-промысловой практике применяется объемный метод. Он может быть использован при подсчете запасов нефти на различной стадии разведанности месторождения и при любом режиме работы пласта. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. При подсчете запасов нефти используется следующая формула: Где Qизв — извлекаемые запасы нефти, т; F — площадь нефтеносности, м2; h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; kn — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; kH — коэффициент нефтенасыщения; η — коэффициент нефтеотдачи; ρ — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3;
Qизв= FhknkH ηθρ
θ — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ=1/b (b — объемный коэффициент пластовой нефти). В этой формуле произведение Fh представляет собой объем залежи, Fhkn — поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь), FhknkH — нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта), FhknkHη — объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность при существующих способах разработки залежи; FhknkH ηθ — объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия, и, наконец, произведение FhknkH ηθρ представляет собой запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т. е. промышленные или извлекаемые запасы нефти). Краткая характеристика исходных параметров, входящих в объемную формулу подсчета запасов нефти. Площадь нефтеносности (F) определяется на основании данных об абсолютных отметках водонефтяного контакта (ВНК) и о положении контуров нефтеносности. Коэффициент открытой пористости (kn ) определяется на основании анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивного разреза. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются неисследованными. Поэтому значительную ценность представляют результаты оценки коэффициента пористости с помощью косвенных методов и, в первую очередь, промыслово-геофизических. Коэффициент нефтеотдачи (η ) — это отношение извлекаемого запаса к начальному геологическому запасу нефти. Точное определение этой величины для каждого конкретного месторождения может быть осуществлено лишь в конце его разработки. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от ряда факторов: режима работы залежи, литолого-физической характеристики коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения и количества скважин, способов воздействия на пласт, методов интенсификации добычи и т. д. Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что нефтеотдача залежей с высоковязкими и тяжелыми нефтями значительно ниже таковой для залежей легких и маловязких нефтей. Более плотная сетка эксплуатационных скважин на месторождении приводит к увеличению полноты выработки запасов нефти, особенно для залежей, продуктивные горизонты которых характеризуются резко выраженной геологической неоднородностью. При высокой степени изученности месторождения оценка прогнозной величины коэффициента нефтеотдачи может быть получена с учетом коэффициента вытеснения Плотность нефти (ρ). При подсчете запасов нефти принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. Пересчетный коэффициент (θ), или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b , вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:
|