8. Подсчет запасов нефтяной залежи

Запасы нефти подразделяются на балансовые (геологические) и извлекаемые (промышленные) .

Наиболее распространенный способ подсчета запасов при любых режимах дренирования залежи объемный метод. Расчет балансовых запасов ведется по следующей формуле (при пластовых условиях):

=Fhm , (80)

где балансовые запасы нефти; площадь нефтеносности залежи; средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; h средний коэффициент открытой пористости ненасыщенных пород; m средняя нефтенасыщенность пласта; плотность нефти в пластовых условиях, кг/ м³.

Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным уловиям , рассчитывают по формуле

=Fhm ,

где балансовые запасы при стандартных условиях, т; плотность дегазированной нефти, кг/м; объемный коэффициент нефти при пластовых условиях.

Извлекаемые запасы нефти зависят от достижимого коэффициента нефтеотдачи и рассчитываются так:

= , (81)

= , (82)

Где соответственно извлекаемые запасы при пластовых и стандартных условиях, т.

Задача 13. Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при следующих исходных данных:

радиус залежи = 4,75 км; средняя нефтенасыщенная толщина пласта 7 м, средний коэффициент открытой пористости 0,27; средняя нефтенасыщенность пласта 0,7; плотность дегазированной нефти 808 кг/м²; газонасыщенность пластовой нефти Г₀ = 149 м³/м³; плотность газа при стандартных условиях 1,165 кг/м³; пластовая температура 72⁰ С; пластовое давление 23,3МПа.

Решение. Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи

F = πR₃² = 3,14159(4,75 10³)² = 70,882 10⁶ м².

Чтобы воспользоваться формулой (2.80) , необходимо предварительно определить ρ_нп. Плотность пластовой нефти рассчитывают по (1.45), для чего сначала необходимо вычислить объемный коэффициент нефти .

Расчет объемного коэффициента нефти ведем в соответствии с изложенным в разделе 1.7. Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:

__

ρ_нд = ρ_нд / ρ_н = 808/1000 = 0,808.

Находим значение коэффициента λ₀ по (1.43) :

λ₀ = 10^-3[ 4,3 + 0,858*1,165 + 5,2 10^-3(1-1,5 10^-3 149) 149- 3,54 0,808] = 0,00304.

Рассчитываем по (1.44) :

= 10^-3 2,638( 1,169 – 0,808) = 0,952 10^-3.

Принимая = 5,6 10^-4 1/МПа, вычисляем по (1.42) объемный коэффициент нефти:

= 1 + 0,00304 149 + 0,952 10^-3(72-20) – 6,5 10^-4 23,3 = 1,487.

Таким образом, объемный коэффициент нефти = 1,487. Определяем по (1.45) плотность нефти в пластовых условиях:

= (808 + 1,165 149) = 660 кг/м³.

Балансовые запасы по (2.80)

= 70,882 10⁶ 7 0,27 0,7 660 10^-3 = 61892744 т

Балансовые запасы по (2.81)

= 70,882 10⁶ 7 0,27 0,7 808 10^-3 (1/1,487) = 50956101 т

Совершенно очевидно, что разница - составляет массу растворенного в нефти при пластовых условиях газа , которая в нашем случае равна 10936643т.