Open Library - открытая библиотека учебной информации. Подсчет запасы нефти


Классификация и подсчет запасов нефти (адаптировано)

Запасы нефти [oil reserves] – тема сложная и неоднозначная. Поскольку нефть залегает в недрах на большой глубине [is located deep underground], очень трудно дать какие-то точные количественные оценки [quantitative estimation]. Напрямую замерить объемы нефти, залегающие в недрах земли, мы естественно не можем. Приходится довольствоваться расчетными оценками [calculated estimate], которые зависят как от качества и количества исходных данных, так и от принятой методики подсчета.

Существуют два принципиально разных метода подсчета [estimation methods] извлекаемых запасов и ресурсов нефти [recoverable oil reserves and resources]:

  • Детерминистский метод (Deterministic) – метод, базирующийся на известных геологических, инженерных и экономических данных. Для расчета используются одиночные значения параметров [single values of each parameter], используемых для расчета запасов (площадь, пористость, мощность [area, porosity, thickness] и т.д.). Результатом также является единственное значение запасов [single reserve value].
  • Вероятностный метод (Probabilistic) – статистический анализ [statistical analysis] известных геологических, инженерных и экономических данных, при котором запасы подсчитываются по непрерывным кривым распределения [continuous distribution curves]. На входе и на выходе – кривые распределения значений [distribution curves] с вероятностями появления значений [probability of values that could occur].

В России исторически сложился детерминистский подход, в результате которого получается одно единственное значение запасов. Это более понятный подход. Но и более ошибочный. Вероятность, что полученная в результате расчетов цифра по запасам нефти не соответствует реальности, стремиться к 100% (насколько именно эта цифра не соответствует реальности – другой вопрос).

Каким образом можно подсчитать запасы нефти, залегающие глубоко в недрах земли? В зависимости от геологической изученности [level of geological knowledge] и наличия необходимых данных применяют различные подходы.

Аналитические методы [analytical methods] подсчета запасов и ресурсов нефти:
  • Метод аналогий [analogy method]. В основе лежит предположение о сопоставимости [comparability] рассматриваемого пласта [formation being evaluated] пластам-аналогам [analogous formations] в отношении коллекторских свойств пород [reservoir properties of rocks] и свойств флюида [fluid properties], влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов [ultimate recoverable reserves].
  • Объемный метод [volumetric method]. Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов [original in-place reserves] и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта (проектов) разработки [development plan (plans)].
  • Метод материального баланса [material balance method]. Основан на анализе динамики изменения давления в пласте [reservoir pressure behavior] по мере отбора [due to production] из него флюида [fluid].
  • Метод анализа эксплуатационных показателей [decline curve method]. Основан на анализе изменения темпов отбора [production rate] и фазового состава [phase composition] добываемой продукции [production fluid] в зависимости от времени и величины накопленной добычи [cumulative production] по мере истощения залежи [reservoir depletion].

Из перечисленных чаще всего применяют Объемный метод подсчета запасов.

Пересчет [recalculation] запасов нефти

Запасы нефти изменяются с течением времени (а как иначе?). Поэтому с определенной периодичностью запасы нефти пересчитываются и переутверждаются [to recalculate, to restate]. Причины изменения запасов при этом могут быть разными.

Самая очевидная – компании ведут добычу нефти [produce oil], и соответственно запасов в недрах становится меньше. Кроме того, в процессе разбуривания [drilling] и разработки нефтяных месторождений [development of oil fields] уточняются [updated] данные, которые участвуют в формулах для расчета запасов. Более свежие, более актуальные данные ведут к пересмотру ранее утвержденных запасов.

Могут быть и другие причины изменения запасов нефти. Могут, например, измениться подходы к классификации запасов [сlassification of reserves]. Методики по классификации запасов нефти редко, но все же иногда меняются. При изменении методики нефтяные компании вынуждены пересчитывать запасы в соответствии с новым подходом.

Могут быть экономические причины изменения запасов нефти. Чем выше цена на нефть, тем больше возможностей вовлечь в разработку труднодоступные и/или трудноизвлекаемые запасы нефти [hard-to-reach and/or hard-to-recover oil], разработка которых при низкой цене на нефть оказывается нерентабельной.

Классификации запасов и ресурсов нефти и газа [classifications of oil and gas reserves and resources]

Существует множество различных классификаций запасов и ресурсов нефти и газа. Практически в каждой нефтедобывающей стране [oil-producing country] существует своя собственная классификация. Как правило, действие такой классификации ограничено национальными границами. Но есть и общепризнанные классификации, которые используются всеми нефтяными компаниями.

Для российских нефтяных компаний актуальными являются 3 классификации:

  • Классификация запасов и ресурсов нефти и газа РФ [classification of oil and gas reserves and resources in Russia]. Эта классификация применяется только в России и не признается международными организациями.
  • Классификация Общества инженеров—нефтяников (SPE) [classification of Society of Petroleum Engineers (USA)]
  • Классификация SEC (американской Комиссии по рынку ценных бумаг) [classification of Securities and Exchange Commission (USA)]

Российская классификация запасов – по сути, наследство от закрытой советской системы (имеется в виду классификация 2001 года). Она обладает некоторыми преимуществами перед западными классификациями, но в рыночных условиях, с точки зрения ведения нефтяного бизнеса, малоприменима, так как не учитывает экономическую целесообразность [economic feasibility] извлечения запасов [recovery of reserves]. Используется при взаимодействии с российскими контролирующими и регулирующими органами [regulatory authorities], а также при составлении проектных и других документов [project and other documents], являющихся обязательным требованием российского законодательства.

Классификация запасов нефти американской Комиссии по рынку ценных бумаг (SEC) – обязательное требование для нефтяных компаний, чьи акции торгуются на американской фондовой бирже [shares are listed on the American Stock Exchange].

Классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE) – наиболее распространенная и часто используемая классификация запасов нефти. Как правило, именно ее нефтяные компании используют для своих отчетов.

Согласно российской Классификация запасов и ресурсов нефти и газа выделяют категории запасов [categories of reserves]: A, B, C1, C2 и категории ресурсов [categories of resources]: C3 и D (D1L, D1, D2). Выделение категорий запасов тесно связано с этапами проведения геолого-разведочных работ [exploration] и стадиями разработки месторождений [stages of field development].

  • Категория А – запасы добываемые в соответствии с утвержденным проектом разработки [approved development plan]. Все параметры залежи [reservoir characteristics] «зафиксированы» [recorded], запасы выделяются на поздней стадии [late stage] разработки месторождения.
  • Категория B – запасы добываемые в соответствии с утвержденным проектом разработки. Все параметры залежи «не зафиксированы» [not recorded], запасы выделяются в начальной стадии [early stage] разработки месторождения.
  • Категория C1 – в основной части неразрабатываемые запасы [undeveloped reserves], определенные по материалам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения [exploration and development drilling] и промышленного опробования [testing].
  • Категория C2 – запасы определены по материалам поисково-разведочного бурения, определены объемы залежей [volume of reservoirs], но не проведено опробование.

На категориях ресурсов, выделяемых по российской классификации, здесь останавливаться не будем.

Согласно классификации Общества инженеров-нефтяников выделяют:

  • Доказанные запасы (Proved Reserves) – обычно единственная категория, рассматриваемая кредиторами.
  • Вероятные запасы (Probable Reserves) – вместе с доказанными часто составляют основу проектов разработки месторождений и принятия обязательств на проведение работ [work obligations].
  • Возможные запасы (Possible Reserves) – указывают на имеющийся потенциал [production potential] и участки дальнейших исследований и сбора данных.

 

Российская классификация запасов более ориентирована на государственный учет [government accounting] и геологию. Классификация SPE более подходит с точки зрения ведения нефтяного бизнеса.

 

Оригинал статьи

apschool.ru

Методы подсчета запасов нефти и газа — Мегаобучалка

(Слайд1G4_11)

Для подсчета запасов нефти применяют методы:

- объемный,

- статистический,

- материального баланса.

 

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на геологических условиях распределения нефти в горных породах: нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и полезную пористость слагающих его пород. Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

где Q — извлекаемый (промышленный) запас нефти в т;

F — площадь нефтеносности в м2;

h — мощность нефтенасыщенного пласта в м;

k0п — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

qн— коэффициент нефтенасыщения;

n — коэффициент нефте-отдачи;

у — удельный вес нефти на дневной поверхности;

O — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

Числовые значения коэффициентов, входящих в формулу объемного метода, определяются на основании геолого-промыслового изучения пласта и данных лабораторных исследований.

Методика определения параметров залежей нефти и газа для подсчета запасов объемным методом изложена М.А. Ждановым (1962), В.С. Мелик-Пашаевым, М.Н. Кочетовым, А.В. Кузнецовым и Л.П. Долиной (1963).

 

 

Статистический метод подсчета запасов нефти основан на изучении кривых падения дебита скважин с применением метода математической статистики. Кривые строятся по данным статистического мате-риала о добыче нефти за прошедшее время. При использовании их стремятся выявить влияние тех или иных факторов на дебит скважин. Выявленными зависимостями руководствуются при построении кривых (называемых кривыми эксплуатации) и их экстраполяции для определения возможной добычи и запасов нефти. Цифра запасов нефти, определяемая по кривым падения дебита, выражает их в динамической форме, что имеет значение для практических выводов.

Используя методы математической статистики (построение логарифмических корреляционных таблиц; различных кривых: уплотнения, оценочных, падения дебита, производительности, накопления добычи, сглаживания кривых зависимости и др.), выявляют закономерности в изменении дебитов для отдельных участков пласта и для всего пласта.

Статистический метод можно применять для пластов с режимом растворенного газа, с газонапорным режимом и, как исключение, для пластов с неэффективным водонапорным режимом (Жданов, 1962).

 

 

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в залежи в процессе ее разработки.

При применении этого метода на дату расчета строят карту изобар, по которой можно подсчитать среднее, арифметически взвешенное по площади (или по объему пласта) пластовое давление, являющееся исходным для определения всех параметров, зависящих, от пластового давления.

Вывод уравнений материального баланса основан на изучении баланса между первоначально содержащимися в недрах углеводородами и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе добычи нефти, воды и газа. Вывод уравнений материального баланса приведен М.А. Ждановым (1962), С.Д. Пирсоном (1961), Амиксом, Бассом и Уайтингом (1962).

 

 

Для подсчета запасов газа используют методы:

- объемный,

- по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах,

- по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.

 

 

Объемный метод подсчета запасов газа основан на установлении геологических границ распространения газовой залежи, характера порового пространства и соответствующем пластовом давлении.

 

Метод подсчета газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации залежи.

Для водонапорного режима залежи этот метод неприменим, однако при неэффективном водонапорном режиме его все же применяют.

 

Запасы нефти, газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов разделяются на две группы:

- балансовые,

- забалансовые.

 

Балансовые запасы удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации; забалансовые — нерентабельные для эксплуатации (низкое качество нефти и газа, малая производительность скважин, сложность эксплуатации и др.).

В числе балансовых запасов нефти и конденсата выделяются и учитываются запасы извлекаемые. Коэффициент извлечения пластовых флюидов определяется соответствующими технико-экономическими расчетами.

 

(Слайд1G4_11А)

Запасы нефти и газа того или иного месторождения по степени их изученности подразделяются на четыре категории: А, В, С1и С2.

Запасы по категории А наиболее детально разведаны, подсчитаны на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа; геолого-физические параметры пласта и состав флюидов также детально изучены.

Запасы по категории В еще требуют детализации. Они подсчитаны по данным промышленных притоков нефти и газа, полученным не менее чем по двум скважинам, вскрывшим продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках, а также в соответствии с благоприятными показателями каротажа скважин; геолого-физические и другие параметры в целом по месторождению изучены приближенно.

Запасы по категориям С1и С2выявлены приблизительно по данным геолого-поисковых или геофизических работ, при получении промышленного притока нефти или газа хотя бы по одной скважине (категория С1), по аналогии с соседними разведанными месторождениями; запасы по категории С2устанавливают для новых структур, в пределах нефтегазоносных провинций (областей) по пластам, продуктивность которых известна по другим месторождениям. Кроме того, запасы по категории С2устанавливают для неразведанных тектонических блоков и пластов, продуктивность которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных.

Раздел 2. Теоретические вопросы процесса технологии бурения нефтегазовых скважин

Бурение – сложный и трудоемкий процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы (скважины) путём разрушения горных пород на забое и извлечения продуктов разрушения на поверхность.

Процесс бурения скважины состоит из следующих основных операций:

- углубление скважины посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

- удаление выбуренной породы из скважины;

- крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;

- проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

- спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

Помимо проведения основных операций, при бурении необходимо решать вопросы, связанные с выбором технологии бурения, определением типов и размеров долот, типов и характеристик буровых растворов и т.д.

В этом разделе освещены вопросы технологии бурения нефтяных и газовых скважин вращательным способом, включая турбинное и роторное бурение. Приведена схема буровой установки и рассмотрена конструкция скважины. Описаны все элементы бурового инструмента: долота, бурильные трубы, забойные двигатели, устройства для изменения направления скважины. Особое внимание уделено назначению и типизации породоразрушающего инструмента. Подробно рассмотрены и классифицированы буровые растворы, используемые при проводке скважин. Проанализированы режимы бурения в комплексе с физическими свойствами горных пород и гидравлической программой промывки ствола и забоя скважины. Описаны осложнения, возникающие в процессе бурения скважин. Приведены действия по подготовке скважины и бурового оборудования к обсаживанию скважины и основные правила спуска обсадной колонны.

megaobuchalka.ru

Методы подсчета запасов нефти

Изобретательство Методы подсчета запасов нефти

просмотров - 182

Классификация запасов месторождений нефти и горючего газа

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуще­ствляются выбор рациональных направлений развития геолого­разведочных работ, планирование добычи нефти и газа, проекти­рование разработки месторождений.

Размеры запасов обусловливают объем капиталовложений на строительство и обустройство промыслов и иефтегазопроводов, а также на строительство городов и жилых посœелков в районах газонефтепромыслов.

Разведанные запасы нефти, газа и сопутствующих компонен­тов служат сырьевой базой для действующих, реконструируемых и проектируемых предприятий нефтяной, газовой и нефтехими­ческой промышленности. «Основами законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах» предусматривается крайне важность обеспечения достоверности определœения количества и качества базовых и совместно с ними залегающих полезных ископаемых. Одним из условий сохранности недр является достижение макси­мального извлечения полезных ископаемых из недр.

С целью повышения степени достоверности размеров запасов полезных ископаемых создан общесоюзный орган — Государ­ственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГК.З СССР). В ее задачи входят установление и разработка кондиций на минœеральное сырье, проверка и утвер­ждение разведанных балансовых и забалансовых запасов всœех полезных ископаемых страны, проведение единой технической политики в области установления принципов подсчета разведанных запасов и определœения подготовленности месторождений для про-

мышленного освоения. ГКЗ СССР разрабатывает классификации запасов месторождений полезных ископаемых, а также инструк­ции по их применению.

Классификация запасов нефти и горючего газа устанавливает единые принципы подсчета и учета запасов этих полезных ископае­мых в недрах исходя из степени изученности месторождений (залежей) и подготовленности их для промышленного освоения.

При определœении запасов нефти и газа подлежат обязатель­ному подсчету и учету запасы всœех сопутствующих им компонен­тов (конденсата͵ гелия, серы и др.). Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов производится отдельно по каждой залежи и по месторождению в целом.

Запасы нефти и конденсата подсчитываются и учитываются в тысячах тонн, запасы газа — в миллионах кубических метров,, запасы гелия — в тысячах кубических метров при стандартных условиях (при давлении 0,1 МПа и температуре 293 К).

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по народ­нохозяйственному значению разделяются на две группы, подле­жащие отдельному подсчету и учету: балансовые, разработка которых в настоящее время рентабельна, и забалансовые, разра­ботка которых нерентабельна в настоящее время, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В составе балансовых запасов нефти, газа и конденсата вы­деляются извлекаемые запасы, которые можно извлечь из недр при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.

По геологическому строению залежи нефти и газа подразде­ляются на две группы. К I группе относят залежи простого геоло­гического строения с выдержанными мощностью и коллектор-скими свойствами. Залежи, в которых эти параметры резко из­менчивы, относятся ко II группе.

Основным графическим документом при подсчете запасов яв­ляется подсчетный план. Он составляется на основе карты поверх­ности кровли коллекторов продуктивного пласта в масштабе 1 : 5000—1 : 50000 (иногда 1 : 100000). На ней должны быть указаны границы категорий запасов, контуры нефтегазоносности, результаты опробования скважин, категорий скважин, харак­теристики коллекторских свойств и т. п.

Изученность залежей нефти и газа

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по степени изученности подразделяются на четыре категории — А, В, Q и С2 (табл. 6).

23S

Таблица 7 Доля балансовых запасов категорий В и С] в % от суммарных балансовых запасов залежей
    Нефть в районе   Газ в районе  
    но   ЗОМ   развитом   новом   ! развитом  
    В   1 с,   В   1 с,   В   1 С'   1 В   С,  
Простого строения Сложного строения     70 100     80 100     80 100     80 100  

Подготовленность месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения

i Классификацией определяются количественные соотношения балансовых запасов категорий В и Q, на основе которых произ­ водятся утверждение проектов разработки и выделœение капиталь­ ных вложений на строительство промысловых объектов и промыш­ ленных сооружений. Эти количественные соотношения зависят от флюида, сложности геологического строения залежей и приурочен­ ности их к районам с развитой нефтегазодобывающей промышлен­ ностью или к новым районам (табл. 7).

Приведенные соотношения определяют подготовленность для промышленного освоения залежей нефти и газа, запасы которых утверждены ГКЗ СССР. При этом для небольших залежей допу­скаются исключения. Так, нефтяные и нефтегазовые залежи с извлекаемыми запасами до 25 млн. т и газовые залежи с запа­сами до 25 млрд. м3 могут вводиться в разработку по согласованию с ГКЗ СССР на базе оперативно подсчитанных запасов, утвер­жденных ЦКЗ министерств, с последующим утверждением в ГКЗ •СССР в течение трех лет.

По многозалежным месторождениям, введенным в разработку на основании запасов, утвержденных ГКЗ СССР, разработка запасов во вновь выявленных горизонтах при отсутствии необ­ходимости дополнительного выделœения большого объема капи­тальных вложений может осуществляться на базе оперативного подсчета по данным бурения добывающих скважин.

Объемный метод

Объемный метод основан на определœении объема порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий

одну залежь с единым ВНК (ГВК). В случае если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделœено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пере­счете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах под-счетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным ме­тодом имеет следующий вид: QI13B. „ = Fhkn. 0&„р9т|, где QII3B. н — извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта͵ м; kn. о — коэффициент открытой пористости; ka — коэффициент неф-тенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3; Q — пересчетный коэффициент; т) — коэффи­циент извлечения нефти.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых про­слоев.

В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и при­уроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчи­востью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктив­ных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раз­дельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти. Средняя эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по соответствующим картам внутри контура запа­сов каждой категории и вычисляется как средняя взвешенная по площади: h = (2 й/Д)/2 fi, где hL — среднее значение мощности двумя сосœедними изопахитами; Д — площадь между двумя со­седними изопахитами.

Для определœения объема порового пространства объем нефте­насыщенной части пласта-коллектора Fh умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости &п. 0.

Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам в зависимости от того, каким образом определœен параметр—по керну или по промыслово-гео-физическим данным.

По керну открытая пористость определяется в тех случаях, когда нет надежной увязки между промыслово-геофизическими и керновыми данными. При этом предварительно исследуется ста­тистическая связь между проницаемостью по керну и значениями асп или другого геофизического параметра с целью установления кондиционного значения проницаемости по кондиционному зна­чению асп. Все значения открытой пористости из проницаемых интервалов пласта͵ которым соответствуют некондиционные зна­чения проницаемости, отбраковываются. Из оставшихся после отбраковки представительных определœений открытой пористости вычисляется среднее арифметическое значение, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ прини-

мается в качестве среднего значения открытой пористости по залежи.

Когда открытая пористость определœена по промыслово-геофи-зическим данным, предварительно вычисляют среднее значение этого параметра по скважинам путем взвешивания открытой по­ристости каждого проницаемого прослоя внутри пласта по мощ-

ности прослоя:

Средняя открытая пористость по залежи зависит от равномер­ности скважин и особенностей строения продуктивного пласта. При равномерном расположении скважин среднее значение по залежи определяется как средняя арифметическая величина из средних значений по скважинам. В случае неравномерного рас­положения скважин составляется карта значений открытой пори­стости и среднее значение определяется взвешиванием по площади. В случае если в продуктивном пласте наблюдается закономерное соответ­ствие высоким значениям эффективной мощности высоких значе­ний открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hkn.0. Среднее значение открытой пористости по залежи вычисляется путем взвешивания этого параметра по объему

коллекторов залежи

Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в за­лежи в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности kK. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости.

Нефтенасыщенность переходной зоны определяется как сред­няя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи.

Для определœения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем Fhkn. Oksнужно умножить на плотность нефти рн, величина которой берется равной средней арифмети­ческой по скважинам.

Для приведения объема пластовой нефти к объему сепариро­ванной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент 9.

8 результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают величину балансовых запасов нефти. При этом на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить величину извлекаемых запасов, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти ц, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента извлечения нефти зависит от вязкости нефти, про­ницаемости, плотности сетки скважин, неоднородности коллек­торов и других параметров. Для залежей, выходящих из раз-

Читайте также

  • - Методы подсчета запасов нефти

    Классификация запасов месторождений нефти и горючего газа МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуще­ствляются выбор рациональных направлений развития... [читать подробенее]

  • oplib.ru