Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на Тананыкском месторождении, страница 11. Расчет извлекаемых запасов нефти


Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на Тананыкском месторождении, страница 11

        По указанной зависимости, средней проницаемости пласта Б2  Тананыкского месторождения соответствует величина коэффициента вытеснения равная 0,69.

        Для оценки объективности полученных значений коэффициента вытеснения он сопоставлялся с данными, определенными по расчетным формулам, предложенным лабораторией физики нефтяного пласта института «ПермНИПИнефть» для карбонатных и терригенных коллекторов:

        lgβ = 0.06297lgK – 0.13722 lgμ +0.00124C – 0.0266A –0.03008         (1.1)

        для карбонатных пород;

        lgβ = 0.0914lgK – 0.00043C – 0.00726A –0.10750                                 (1.2)

для терригенных пород тульских и бобриковских отложений,

где   β – коэффициент  вытеснения в долях единицы;

        К – проницаемость пород в мкм2;

        μ – вязкость пластовой нефти в мПа*с;

        С – содержание в нефти смол селикагелевых, % мас;

        А – содержание в нефти асфальтенов, % мас.

        Значение коэффициента вытеснения, определенные по формулам (1.1) и (1.2) оказались равными для пласта Б2  - 0,69.

        Это показывает сходимость результатов лабораторных исследований коэффициента вытеснения нефти водой, институтами «Гипровостокнефть» и «ПермНИПИнефть» и в определенной степени подтверждает объективность оценок.

        Значения коэффициента вытеснения нефти водой, рекомендуемые для продуктивного пласта Б2  Тананыкского месторождения равен 0,69.

        Фазовые проницаемости и смачиваемость в лабораторных условиях не определялась.

1.7.2. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа пласта Б2 объемным методом

Расчет балансовых запасов нефти производится объемным методом по формуле:

Qбал=F*h*m*Kн*pпов*Q;  [тыс.т.],                                                    (1.3)

где   F – площадь нефтеносности, м2;

        h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

        m – коэффициент пористости, д.ед;

        Кн – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед;

        pпов – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

        Q - пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные.

        Исходные данные для расчета балансовых и извлекаемых запасов нефти приведены в табл. 1.8.

        Таблица 1.8

        Исходные данные для расчета балансовых и извлекаемых запасов нефти

Наименование

Ед. измерения

Значения

Категория запасов

А+В+С1

Площадь нефтеносности, F

м2

15570

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, H

м

6,1

Коэффициент пористости,m

д.ед

0,21

Пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные, Q

0,944

Плотность нефти в поверхностных условиях, pпов

т/м3

0,931

Пластовый газовый фактор, Г

м3/т

23,7

Коэффициент нефтенасыщенности, Кн

д.ед

0,88

Коэффициент нефтеизвлечения, Котд

0,3

        Балансовые запасы нефти составляют

   Qбал= 15570*6,1*0,21*0,88*0,931*0,944 = 15432 тыс.т.

Расчет извлекаемых запасов нефти :

   Qизв = Qбал * Котд  ;                                                                              (1.4)

где Котд – коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.

   Qизв=15432*0,3=4630 тыс.т.;

Расчет балансовых запасов газа:

Yначбал.газ = Qначбал * Г;                                                                        (1.5)

где Г – пластовый газовый фактор, м3/т.

Yначбал.газ=15432*23,7=365738 тыс.м3

Расчет извлекаемых запасов газа:

Yнач.изв.газ = Qнач.изв. * Г;                                                                       (1.6)

vunivere.ru

1.8 Подсчет запасов нефти и газа.

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту ДIII) на 01.01.2011 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Qбал = F * h * m * ρ * λ *  (1.1)

Qбал – это балансовые запасы, тыс.т

F – площадь нефтеносности – 6005 тыс. м2

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 10,4 м

m – коэффициент пористости – 0,16 доли ед.

λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,88 доли ед.

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,811 т/м3

 – пересчетный коэффициент – 0,868 доли. ед

= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Qбал = 6005*10,4*0,16*0,88*0,811*0,868 = 6190 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Qизвл = Qбал х К где (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,624доли ед

Qизв = 6190 х 0,624= 3863 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011г. составят

Qбал. ост = Qбал – Qдоб (1.3)

Qдоб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату 2709 тыс.т.

Qост. бал.= 6190 –2172 = 4018тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011г. составляет

Qизвл.ост. = Qизвл – Qдоб (1.4)

Qизвл.ост = 3863-2172= 1691 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа.

V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 6190 х 72,9= 451,25 млн.м3

Г – газовый фактор по пласту – 72,9 м3.

Iнач.изв = Qизв. нач х Г = 3863 х72,9= 281,6 млн.м3

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.

Vбал.ост.газа =Qбал.ост.неф х Г = 4018 х 72,9 = 292,9 млн. м3

Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г =1691 х 72,9 =123,3 млн.м3

Таблица 1.9

Запасы нефти т.т

Запасы газа млн.м3

Начальные

Остаточные

Начальные

Остаточные

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

6190

3863

4018

1691

421,25

281,6

292,9

123,3

Выводы:

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0–31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс.отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2(скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким – с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,28 МПа, газосодержание – 74,78 м3/т, проницаемость - 0,1859 мкм2, пористость – 17%

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор – 60,10 м3/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти – 4,68 мПа·с.

Начальные балансовые запасы нефти - 6190 тыс.т, начальные извлекаемые – 3863 тыс.т. Остаточные балансовые запасы нефти – 4018 тыс.т., извлекаемые – 1691 тыс.т.

studfiles.net

Методы определения начальных извлекаемых запасов нефти и газа начальные извлекаемые запасы нефти

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения Ки.н..

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной из рассмотренных ниже методов определения коэффициента извлечения.

^ Величина Ки.н. зависит от ряда геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина этого коэффициента, следует отнести в первую очередь отношение вязкости нефти н к вязкости воды (в). На величину Ки.н. оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия: природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т.е., с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации—на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, — на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.^

Покоэффициентный метод

Проектный коэффициент извлечения нефти этим методом определяется по формуле:

Ки.н. — Квт Кз Кохв

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений ^ вт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения Кпр. Если для высокопроницаемых пластов Квт достигает 0,8 - 0,95, то в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, Квт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение Квт учитывается одновременно со значением Кохв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение Квт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.^ В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только балансовые запасы.

Это, однако, не означает, что вопросы, связанные с определением коэффициента извлечения газа Ки.г., решены полностью, скорее наоборот - причина этого заключается в значительно меньшей изученности рассматриваемого вопроса по газовым залежам, чем по нефтяным. В США традиционно в качестве конечного пластового давления на газовых залежах принимается величина, составляющая 15 % от начального давления. Такой выбор основан на эмпирическом и весьма приближенном допущении, что на залежах с высоким потенциальным дебитом скважин за 20 лет извлекается 85% начальных запасов газа. Между тем, в условиях повышения мировых цен на газ экономически рентабельной может быть добыча из плотных пород при дебитах скважин от 3 тыс. до 1 тыс. м3/сут и конечных давлениях на устье от 1 МПа до 0,3 МПа, т.к. это обеспечивает повышение коэффициента извлечения газа до 0,93.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. По данным М. Л. Фиша, И. А. Леонтьева и Е. Н. Хоменкова, обобщившим сведения по 47 отечественным залежам, законченным разработкой, средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа составил 0,895. Из указанного числа залежей 15 работали на газовом режиме, а 32 на упруговодонапорном. Коэффициент извлечения газа на залежах первой группы несколько выше, чем на залежах второй группы, и в среднем составил 0,92. На 32 залежах, работавших на упруговодонапорном режиме, конечный коэффициент извлечения, средневзвешенный по запасам, составил 0,87, причем на более крупных залежах были достигнуты более высокие его значения. Отдельные месторождения характеризовались крайне низкими коэффициентами извлечения. Следует заметить, что на залежах таких месторождений, как Шебелинское и Северо-Ставропольское, разработка которых ведется преимущественно на газовом режиме, ожидается конечный коэффициент извлечения около 0,95. Ожидаемые коэффициенты извлечения на залежах газоконденсатных месторождений Краснодарского края, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,6 до 0,85. Исходя из опыта разработки залежей, находящихся в длительной эксплуатации, величина коэффициента извлечения газа при оценке прогнозных ресурсов принимается равной 0,85.

Сказанное свидетельствует о том, что вопросы, связанные с обоснованием коэффициента извлечения газа, представляют одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом Ки.г может определяться в зависимости от конечного пластового давления, то на залежах с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в процессе разработки. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных балансовых запасов газа должен быть правильно определен режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.^ Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию rо, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Q н.г. = Qн.н * rо

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газородержанием:

Q г.и. = Qн.и. rо^ Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м3. Указанная концентрация этана - минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9 %. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5 %, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. т производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов Пкомп. в г/м3 в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе екомп./100 на его плотность комп. при 0,1МПа и 20°С (см. табл. 3):

Пкомп. = екомп комп/100Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента в тыс. т в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание в г/м3 умножить на балансовые запасы свободного газа в млрд. м3 в залежи:

Q комп. = Q н.г. * Пкомп.

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа, и содержащихся в них компонентов, приведены в табл. 3.Основные физические характеристики компонентов природных газов

Таблица 3

Параметр СН4 С2Н6 С3 Н8 С4Н10 СО2 Н2 S N2

Критическое давление 4,73 4,98 4,34 3,87 7,38 9,18 3,46

Ркр, МПа

Критическая темпе- 191,1 305,4 370,0 425,2 304,2 373,6 126,2

пература Ткр. К

Плотность при 668 1251 1834 2418 1831 1431 1166

0,1 МПа и 20°С,г/м3

Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода. Балансовые запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на 0,94 - отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода M Н2S:

Q(s2)н. = Q( н2 s)н. (Аs / M Н2S)Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:

Q(co2; N2)н. = Qг.н. l(co2; N2) / 100Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м3.

litcey.ru

ПОДСЧЕТ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ЗАЛЕЖАХ

Documents войти Загрузить ×
  1. Математика
  2. Статистика и вероятность
  3. Статистика
advertisement advertisement
Related documents
DOCX, 146 КБ
Человечество уже более 100 лет знает, что такое автомобиль
Антонян Л.О.
Переработка и сбыт
"Пришло время, когда нужно серьезно ... запасов" Россия обладает огромными запасами трудноизвлекаемой ... эти запасы остаются практически невостребованными, хотя первые попытки разработать
Перечень вопросов для подготовки к экзамену: и газа.
Рынок акций Регина Гирфанова, портфельный управляющий УК «Альфа-Капитал»
National Research Tomsk Polytechnic University
шаблоном!
Информация о предприятиях
новые поверхностно-активные реагенты нефтесобирающего и
налоговое стимулирование разработки ТРИЗ в России

studydoc.ru