Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату

Запасами називають масу нафти і конденсату або об'єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 МПа і 20°С). При визначенні запасів родовищ обов'язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться в них (етан, пропан, бутан, сірка, гелій, метали), видобуток яких є доцільним. Запаси нафти, га­зу, конденсату і компонентів, які містяться в них, за ступенем вивченості діляться на кате­горії А, В, С, іС₂

Категорія А - запаси покладу (його частини) вивчені детально. Обчислюються у по­кладі (його частині), який розбурений згідно з затвердженим проектом розробки родовища нафти або газу.

Категорія В - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на ос­нові одержаних промислових припливів нафти або газу в свердловинах на різних гіпсометричних відмітках.

Категорія СІ - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на ос­нові одержаних у свердловинах промислових припливів нафти або газу (частина свердло­вин випробувана випробувачем пластів) і позитивних результатів геологічних і ге­офізичних досліджень у невипробуваних свердловинах.

Категорія С₂ - запаси покладу (його частини), наявність яких обгрунтована даними геологічних або геофізичних досліджень. Підраховуються у нерозвіданих частинах покла­ду, які прилягають до ділянок з запасом більш високих категорій; в проміжних і вищезаля-гаючих невипробуваних пластах розвіданих родовищ.

Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, діляться на дві гру­пи: балансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на теперішній час еко-

номічно недоцільна, або технічно і технологічно неможлива, але які в майбутньому можуть бути переведені в балансові. В групі балансових запасів виділяють видобувні запаси, тобто ту їх частину, яку можна видобути з надр при сучасному рівні техніки і технології видобутку.

Методи підрахунку запасів нафти. За допомогою об'ємного методу визначається маса нафти в насиченому об'ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою

де - видобувні запаси нафти, тис.т; F - площа нафтоносності, тис.м²; h - середня ефек­тивна нафтонасичена товщина пласта, м; т - середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од.; — середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од.; - коефіцієнт нафтовіддачі, частках од.; - середній перерахунковий коефіцієнт, частках од.; - се­редня густина нафти на поверхні після після ії дегазації, т /м³. Значення підрахункових параметрів заокруглюють до сотих часток одиниці, а параметрів і — до тисячних.

Площу нафтоносності визначають за допомогою планіметра на обчислювальних пла­нах, які представляють собою структурні карти покрівлі (підошви) продуктивного пласта з нанесеними на них всіма пробуреними свердловинами, контурами нафтоносності та меж­ами категорії запасів.

Середні значення підрахункових параметрів можуть бути визначені як середньоариф­метичні, середньозважені за площею, або об'ємом покладу. При визначенні середньозва­жених величин необхідно побудувати карти зміни відповідного обчислювального парамет­ру по площі (карти ефективності нафтонасиченої товщини, пористості, нафтонасиченості і ін.), середньоарифметичне значення обчислювального параметру визначають за формулою

де — значення обчислювального параметру в окремих свердловинах: п - кількість свердловин. Середньозважене значення обчислювального параметру визначається за площею нафтоносності ():

і за об'ємом покладу (. ):

де — середнє значення обчислювального параметру на ділянці між двома сусідніми ізолініями на карті цього параметру; — площа ділянок, обмежених двома сусідніми ізолініями на карті; — середні ефективні нафтонасичені товщини пласта відповідно на площах

Значення параметрів = 1 / ( — об'ємний коефіцієнт пластової нафти) і беруть як середньоарифметичне значення із значень цих параметрів, визначених в окремих свердло­винах, розташованих на різних гіпсометричних відмітках. Величину вибирають залеж­но від режиму покладу і запроектованих заходів дії на пласт.

Метод матеріального балансу. Згідно з цим методом балансові запаси вуг­леводнів в покладі до початку розробки дорівнюють сумі видобутих () і залишкових запасів на будь-яку дату розробки:

Балансові запаси нафти за даним методом визначають залежно від режиму роботи покладу:

для режиму розчиненого газу

для пружноводонапірного режиму

для змішаного режиму роботи газонафтового покладу (з газовою шапкою)

де - нагромаджений видобуток нафти в об.од; - двофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти і газу при зниженні пластового тиску від Р₀ до Р; - об'ємний ко­ефіцієнт пластової нафти до початку розробки; - середній газовий фактор за період ви­добутку об'ємів нафти при стандартних умовах; - число об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти при середньому початковому пластовому тиску Р₀\ - об'ємний ко­ефіцієнт пластового газу при початковому тиску Р₀,

де - коефіцієнт стисливості газу при тиску Р₀; Т - 273°С, - пластова температура, °С; - кількість води, яка зайшла в пласт, і видобутої води за період зниження пласто­вого тиску від Р₀ до Р при стандартних умовах, об.од.; - відношення об'єму газу в га­зовій шапці (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах); - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р на дату розрахунку,

= 0,00351 (Т + уР₀,

де - коефіцієнт стисливості газу при тиску Р₀.

Статистичний метод. Цей метод базується на використанні статистичних зв'язків між різними показниками на завершальній стадії розробки, які характеризують темп зниження видобутку нафти. Частіше всього використовують криві зниження видобут­ку нафти в часі, ймовірну криву продуктивності свердловин і кумулятивну криву (криву нагромадженого видобутку).

Обчислення запасів вільного газу. За допомогою об'ємного методу визначається об'єм вільного газу, який заповнює газонасичений об'єм пустотного простору пластів-колекторів в межах покладу і зведений до стандартних умов. Обчислення ведеться за формулою

де - видобувні запаси газу, млн.м³; F - площа газоносності, тис.м²; h - середня ефек­тивна газонасичена товщина пласта, м; - середні коефіцієнти відкритої пористості і газонасиченості, частках од,; - коефіцієнт газовіддачі, частках од.; /- температурна по­правка, частках од.,

= (273° + 20°)/(273° + ),

де - тиск у кінці розробки, МПа,

Н - глибина на рівні центру тяжіння покладу, см; - відносна густина газу за повітрям; - поправні коефіцієнти на стисливість газу при тисках Р і ; - 1/ ; Рст -0,1 МПа.

Параметри визначаються, як і при об'ємному методі обчислення запасів нафти.

Метод обчислення за падінням пластового тиску базується на тому, що в покладах, де початковий об'єм, зайнятий газом, не змінюється в процесі розробки (поклади з газовим режимом), об'єм відібраного газу, який припадає на одиницю падіння пластового тиску, залишається постійним протягом всього часу розробки.

Обчислення видобувних запасів газу ведеться за формулою

де - об'єми видобутого газу (з врахуванням втрат) на різні дати від початку розробки покладу, млн.м³; - середні тиски в покладі відповідно на першу і другу дати і вкінці розробки, МПа; - поправні коефіцієнти на стисливість газу при тисках ,

Обчислення запасів розчиненого газу. Балансові запаси розчиненого в нафті газу для будь-якого режиму роботи покладу визначають за формулою

де - балансові запаси нафти, м³; - початкова газонасиченість нафти, визначена за глибинними пробами при диференціальному розгазовуванні, м³/м³.

Видобувні запаси розчиненого газу визначаються залежно від режиму роботи по­кладу:

при водонапірних режимах ( > ) -

при інших режимах ()

де — об'ємні коефіцієнти пластової нафти до початку розробки (при тиску ) в кінці розробки (при тиску ); — кількість газу, розчиненого в нафті при тиску м ³/м³.

Обчислення запасів конденсату. Балансові запаси стабільного конденсату визна­чають за формулою

а видобувні запаси

де - балансові запаси газу, м³; П - початковий вміст конденсату в пластовому газі, м /м³; - густина стабільного конденсату, т /м^З; - коефіцієнт конденсатовіддачі.

Балансові запаси цінних компонентів (етану, пропану, бутанів, сірководню, сірки, ме­талів, гелію, аргону та інших), які мають промислове значення, визначають за їх початко­вим вмістом в складі пластового газу або нафти.

Поиск по сайту: