5 Порядок проведення роботи (Послідовність аналізу конкретної ситуації)

Для виконання поставленого завдання рекомендується така послідовність проведення роботи:

5.1. Підготувати підрахунковий план нафтогазоносного об’єкта для чого:

а) перекопіювати на аркуш формату А4 структурну карту ВСГ антиклінальної складки, яку індивідуально видає викладач.

б) визначити висоту досліджуваної пастки h_паст як різницю між модулями абсолютних позначок найглибшої (H_гл) та найвищої (H_вис) точки структури за формулою

h_паст=|H_гл| – |H_вис| . (5.1)

Значення H_гл і H_вис визначаються з виразів:

, (5.2)

, (5.3)

де – абсолютна позначка останньої замкнутої ізогіпси, м; с– переріз ізогіпс, м; Н_скл – абсолютна позначка склепінної (першої замкнутої) ізогіпси, м.

в) визначити очікувану висоту покладу в межах досліджуваної пастки за формулою

, (5.4)

де – регіональний коефіцієнт заповнення пастки; може бути обчислений із виразу

, (5.5)

де – середнє значення висоти покладу на сусідніх родовищах регіону; – середнє значення висоти пастки на сусідніх родовищах регіону.

г) розрахувати положення контуру нафто- або газоносності Н_{ВНК (ГВК)} за формулою

Н_{ВНК (ГВК)}=Н_min – h_покл (5.6)

і нанести його на структурну карту шляхом інтерполяції.

5.2. Підготувати вихідні дані для розрахунку на ПЕОМ площі нафто- або газоносності для чого:

а) довільно провести на структурній карті взаємно перпендикулярні осі Х і Y таким чином, щоб контур нафто- або газоносності знаходився в першому квадранті (рис. 5.1);

б) знайти значення (в мм) абсцис крайньої лівої (Х_min) і крайньої правої (Х_max) точок контуру нафто- або газоносності та записати їх на підрахунковому плані об’єкта;

в) поділити поле нафто- або газоносності на парне число смуг, провівши прямі паралельні до осі ординат з інтервалом

d = (X_max – X_min) / n, (5.7)

де n – парна кількість смуг.

Рис.5.1 – Зразок оформлення підрахункового плану

Оскільки контур нафто-(газо)носності зазвичай має криволінійну форму, то кількість смуг має бути вибрана так, щоб з достатнім наближенням можна було вважати ділянку між двома сусідніми точками за параболу.

Точки перетину прямих з контуром пронумерувати за годинниковою стрілкою, починаючи з крайньої лівої точки. Якщо прямі лінії перетинають контур більше як два рази, то слід вибрати іншу систему координат або розрахунки вести для кожного поля окремо, а результат просумувати;

г) виміряти (в мм) ординати всіх точок перетину прямих з контуром і записати їх в знаменнику дробу біля відповідної точки.

5.3. Визначити значення всіх інших підрахункових параметрів, застосовуючи при цьому метод аналогій і основні характеристики нафтових і газових покладів в регіоні, наведені в таблиці. При цьому пластовий тиск Р_пл в газовому покладі можна визначити із співвідношення

, (5.8)

де – коефіцієнт аномальності пластового тиску; Р_гідр – гідростатичний тиск (Па), який визначається за формулою

, (5.9)

де – густина пластової води, кг/м³; g = 9,8 м/с² – прискорення вільного падіння; h_сер – середня глибина залягання газового покладу (м), визначається із рівняння

h_сер.=А + |H_сер| + 800, (5.10)

де А – абсолютна позначка рельєфу, м; Н_сер– абсолютна позначка серединної частини нафтового покладу (знімається з структурної карти).

5.4. Підготувати вхідні дані для введення їх в ПЕОМ. Для цього на окремому аркуші скласти таблицю згідно з нижченаведеним зразком в таблиці 5.1.

5.5. Розрахувати на ПЕОМ початкові добувні запаси нафти за програмою ZAPNAF1, перспективні ресурси газу за програмою RESGAZ1 і одержати машинні роздруківки. Вказані програми знаходяться в папці ZAPAS на вінчестері ПЕОМ у комп'ютерних класах (ауд.5113, 5115 і 0435). Для роботи з програмами треба знайти в папці ZAPAS файл з назвою необхідної програми та розширенням .exe (наприклад, ZAPNAF1.exe) і запустити її. Всі програми працюють в діалоговому режимі, мають зрозумілу для користувача систему підказок і тому пояснення для роботи з програмами тут не наведені.

Таблиця 5.1 – Зразок підготовлених вихідних даних для підрахунку запасів і ресурсів нафти і газу за програмами ZAPNAF1(2), ZAPGAS1(2), RESNAF1 І RESGAZ1

Програмні запити	Дані, що вводяться, та коментарі
Прізвище	Федоренко В. (до 20 символів)
Площа (родовище)	Дванадцята (до 20 символів)
Об’єкт (пласт)	Менілітова світа (до 20 символів)
Категорія ресурсів	С3 або D1, або D2, або D1+D2 (літери латинські)
Категорія запасів	А або В, або С1, або С2, або С1+С2, або В+С1+С2, або А+В (літери латинські)
Масштабний коефіцієнт	50 (кількість м в 1мм структурної карти)
Кількість точок контуру	16
Абсциси лівої та правої точок, мм	12 97.5
Ординати точок Yі, мм	17 30.5 38 42.5 48 51 48 34 26.5 21 17 14
Товщина пласта, м	16.5
Коеф. відкритої пористості	0.16 (в частках одиниці)
Коеф.нафто(газо)насиченості	0.82 (в частках одиниці)
Об’ємний коефіцієнт нафти	1.25 (тільки для нафти)
Коеф. вилучення нафти	0.38 (в частках одиниці тільки для нафти)
Густина нафти, г/см3	0.86 (тільки для нафти)
Пластовий тиск, МПа	38.4 (тільки для газу)
Температура, 0С	75 (тільки для газу)
Коеф. надстисловості газу	0.97 (тільки для газу)

Примітка. Для програм ZAPNAF2 і ZAPGAZ2 необхідно ще ввести значення (в метрах) радіуса дренажу для пробуреної свердловини (наприклад, 250).