Відповіді на контрольні запитання

1. Що таке запаси вуглеводнів і чим вони відрізняються від ресурсів?

Визначення надано вище у теоретичній частині. Різниця між ресурсом і запасом корисної копалини полягає у тому, що ресурс це та частина запасу корисної копалини, яка в процесі видобутку й подальшої переробки перетвориться у корисну сировину, саме яку в подальшому будуть використовувати на виробництві.

2. На основі яких даних обирають оптимальний метод підрахунку запасів або їх комбінацію?

Для підбору методу в першу чергу беруть в увагу геологічну будову місцевості, тобто основні структури які знаходяться на території розробки, літологічний склад порід, також важливим є метод розробки родовища з урахуванням джерел енергії.

3. Як змінюється роль джерел внутрішньої енергії при розробці газового покладу з нафтовою облямівкою?

Нафтова облямівка містить в собі багато розчиненого в нафті газу, тому при розробці з часом пластова енергія яка надається вільним газом зменшується, із зменшенням тиску розчинений газ почне вивільнятися, таким чином надаючи нову енергію.

ВИСНОВОК:

В результаті розрахунків було виявлено, що кількість розчиненого газу через два роки збільшилась відносно першого року експлуатації, це може указувати на те, в результаті розкриття пласта й руху води нафти й флюїдів і з зменшенням тиску дифузія в зоні контакту нафти й газу збільшилась й газ краще став проникати у нафту.

Кількість за контурної води становить 791.97241*10³ м³ , це означає що тиск та рух у пласті не рівномірно розподілена, в деяких місцях вода ативніще витісняє нафту.

Початковий запас нафти становить 30.65018094 *10⁶ м³ , що дозволяє віднести родовище до середнього типу за класифікацією наведеною у «Основи нафтогазопромислової геології учбовий посібник (конспект лекцій, прочитаних доцентом А.В. Полівцевим) Лекція 3. с. 19.»

Частки участі води й розчиненого газу менші за частку вільного газу, що пояснюється великим його об’ємом у пласті. Ці значення показують нам, що основним джерелом природної енергії пласта будить газова шапка. Вода й розчинені гази можуть бути використані пізніше, коли енергія газової шапки зникне. Їх чисто природної енергії скоріш за все буде мало, тому краще буде використати їх у комбінації з штучними джерелами. Також великий об'єм газу поясню великі значення початкових запасів нафти за відсутності в покладі газової шапки та значення за відсутності в покладі газової шапки і активної пластової води, які перевищують початкові запаси з їх урахування у рази.

Взагалі з усього запасу в родовищі 30.65018094 *10⁶ м³ можливо видобути лише 12.10731873 10⁶ т при густині нафти в 0.78 т/м³.

Таблиця 2.1. – Вихідні дані до КР-10 для групи "Геоінформатика"

XНАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

Практична (розрахункова) робота 10-КР-2013. Група " Геоінформатика "

Варіант	рпл.п	Тпл	r0	b0	z0	ρн	р1	Q1
	МПа	К	м3/м3			т/м3	МПа	т	м3
Приклад	20.00	363.00	150.00	1.48	0.90	0.85	18.00	500000.00	588000.00
12. Халімендік В.В.	23.79	332.00	175.00	1.526	0.80	0.78	19.26	1290000.00	1653846.153846

V1	pt	Q2		V2	ώ	bt	rt	zt	
м3	МПа	т	м3	м3	м3		м3/м3
100000000.00	18.00	400000.00	471000.00	75000000.00	50000.00	1.42	125.00	0.85	0.18
104000000.00	18.81	1070000.00	1371794.871795	93000000.00	28800.00	1.429	150.000	0.770	0.1765

р_{пл.п –} початковий пластовий тиск; Т_пл – пластова температура; r₀ – початкова кількість розчиненого у воді газу; b₀ – початковий об`ємний коефіцієнт нафти; z₀ – початковий коефіцієнт стисливості газу; ρ_н – густина нафти.

р₁ – середній пластовий тиск за перший рік експлуатації; Q₁ – об`єм видобутої безводної нафти за перший рік експлуатації; V<sub>1</sub> – об`єм видобутого газу за перший рік експлуатації.

p_t – середній пластовий тиск за другий рік експлуатації; Q₂ – об`єм видобутої безводної нафти за другий рік експлуатації; V<sub>2</sub> – об`єм видобутого газу за другий рік експлуатації; ώ – об`єм води; b<sub>t</sub> –об`ємний коефіцієнт нафти на кінець другого року експлуатації; r_t – вміст розчиненого у воді газу на кінець другого року експлуатації; z_t – коефіцієнт стисливості газу на кінець другого року експлуатації

 – відношення об`єму газової шапки до об`єму нафтового покладу

Таблиця 2.2. – КР-10. Форма представлення результатів для групи " Геоінформатика "

XНАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

Практична (розрахункова) робота 10-КР-2013. Група " Геоінформатика "

Потрібно розрахувати

Варіант	B0	Bt	Ut	Q	V	G0	P	dQ2/dt
	газ	газ		м3	м3	м3/м3	МПа	м3
Приклад	0.0062	0.006500	1.576700	1060000.0	175000000.0	165.0	2.0	1307.0
12. Халімендік В.В.	0.00409	0.00486	1.55055	3025641.02564	197000000.0	65.11017	4.980	3810.54131

Gt	dw/dt	kпр	Pc1	intP_ 2роки	W	N
м3/м3	м3	м3/(добу*МПа)	МПа	МПа *міс	103м3	м3
159.0	139.0	1140.0	1.0	36.0	1231.0	5180000.0
67.79439	80.0	883.50336	2.2650	29.880	791.97241	30650180.9397

B₀ – початковий об`ємний коефіцієнт газу; B<sub>t</sub> – початковий об`ємний коефіцієнт газу на кінець другого року експлуатації; U_t – двофазовий об`ємний коефіцієнт (нафти і газу) на кінець другого року експлуатації; Q – кількість нафти, видобутої за період t (два роки); V – кількість газу, видобутого за період t (два роки); G<sub>0</sub> – середній газовий фактор; P – загальний перепад тиску за два роки експлуатації; dQ2/dt –середньодобовий видобуток нафти за другий рік експлуатації (360 днів); G<sub>t</sub> – середній газовий фактор за другий рік експлуатації; dw/dt – середньодобовий видобуток води за другий рік експлуатації; розрахунок кількості контурної води, яка вторглася в нафтовий поклад (формули 10-12): kпр – інтегральний коефіцієнт пропорційності за об`ємами нафти, газу і води, Pc₁ – середній перепад тиску за два роки експлуатації, intP_ 2роки – інтегральний середньомісячний перепад тиску за два роки експлуатації, W – кількість контурної води, яка поступила в нафтовий поклад; N – початковий запас нафти в пласті.

Таблиця 2.2. – Продовження: КР-10. Форма представлення заключних результатів для групи " Геоінформатика "

X

XНАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ
Практична (розрахункова) робота 10-КР-2013. Група " Геоінформатика "
Потрібно розрахувати
Варіант	V0	r0*N	SQ	Jв	Jгш	Jрг	Kвід	Qзаг	Nбез-гш	Nрг
	м3	м3	103м3					т	м3	м3
Приклад	219000000.000	777000000.000	1774.000	0.666	0.038	0.297	0.589	2590000.000	5830000.000	17400000.000
12. Халімендік В.В.	2018651293.522960	5363781664.449710	3114.355869	0.245050	0.500675	0.241597	0.506431	12107318.733584	95776762.0487492	126865013.492205

V₀ – початковий об`єм вільного газу, приведений до нормальних умов; r₀*N – кількість розчиненого газу, приведена до нормальних умов;

Q – загальна кількість видобутих нафти і газу, приведена до пластових умов; відносна ефективність окремих видів енергії (формули 17 – 19): Jв – частка води у витісненні нафти, Jгш – частка газової шапки у витісненні нафти, Jрг – частка розчиненого газу у витісненні нафти; Kвід – загальний ймовірний коефіцієнт нафтовіддачі при водонапірному (Кв=0,7) і газонапірному (Кг=0,5) режимах, та режимі розчиненого газу (Кргв=0,35); Qзаг – можливий сумарний видобуток нафти з покладу; Nбез-гш – початковий запас нафти в пласті за відсутності газової шапки; Nрг – початковий запас нафти в пласті за умов відсутності газової шапки та активної пластової води (розробка за рахунок енергії розчиненого газу).