45. Извлекаемые запасы нефти и газа.

Извлекаемые запасы нефти – эта та часть балансовых запасов, которая может быть извлечена на поверхность. ; . F –площадь нефтеносности; m(эф) – коэф-т пористости; S(нас) – коэф-т нефтенасыщенности; h-толщина пласта. ( гипровостокнефть).

(зарубежом). (сибирь).

; коэф. вытеснения нефти водой определяется в лабораторных условия путем длительной промывки образца г.п. водой (в кернодержатель помещают нефтенасыщеный образец г.п; через него пропускают воду. На выходе: сначала вода, потом нефть с водой, потом чистая нефть.)

; V₀ –первоначальный объем нефти в образце г.п. зависит от многих факторов. главным образом от ; ; -подвижность нефти. Кохв –коэф-т охвата. При вытеснении нефти из керна в лаб. условиях Кохв=1; На практике Кохв=К₁К₂К₃К₄К₅; К₁ –учитывает неоднородность продуктивного пласта; К₂ –коф-т воздействия (коэф-т выдержанности продуктивного пласта). Продуктивные пласты не являются сплошными, они имеют линзовое строение. Это и учитывае К₂. К₂=1-0,2( )

К₃,₄ –учитывает потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах соответственно(нагн.и доб. скв-ны). Потери из-за точечного отбора нефти, т.к. скважина по сравнению с залежью представляет собой точку.

– застойные зоны в которых происходят потери нефти. К₅ –потери нефти на невырабатываемых участках. Иногда нефть месторождения находится под охранными зонами, т.е.места, где вырабатывать нефть мы не можем.

46. Коэффициенты нефтеизвлечения (нефтеотдачи).

(гипровостокнефть). (зарубежом). (сибирь). Запасы нефти можно разделить на балансовые и извлекаемые. Qизв<Qбал. КИН = Qизв/Qбал = Квскр Кзав Кохв ; Квскр – к-т учитывающий долю объёма прод. пластов, вскрытых скв-ми. Квыт – к-т вытеснения нефти водой (опр-ся в лаборатории) Квыт=Vвыт.н / Vо; Vo – Первоначальный объём нефти в образце. Квыт главным образом зависит от Кпр и μ. Квыт = Кпр/μ. Кохв – к-т охвата; в лабор-ых условиях при вытеснении н-ти из образца Кохв=1. На практике Кохв=k1 k2 k3 k4 k5 ; k1 –учитывает неоднородность прод-го пласта по прон-ти. k2 - коэффициент выдержанности прод-го пласта. прод-е пласты имеют линзовую форму k2=1÷0.2(2σ). k3,4 – учитывают потери н. в разрезающих и соотв-но стягивающих рядах. Вытеснение н. идёт по линиям тока => образуются застойные зоны => потери н-ти; k5 – потери н на невырабатываемых участках(насел. пункты и т.д.) k5 = 1- Qневыр.зап./Qгеол. Проектный КИТ – это отн-е проектной величины Qизвл, рассчитанной по лаб-ым иссл-ям, н/насыщ-ых пород, к Qбал(по геол-им данным). Конечный КИН – Отношение накопл-ой добычи н-ти на конец раз-ки к Qбал. Текущий КИН - это отн-е накоп-ой добычи к Qбал. На величину КИН влияют геологические и технологические причины. Геол-ие: Строение к-ра, св-ва н. и г., Рпл и т.д. Технологические: выбор темпов и режимов экспл-ии, использ-е ППД, методы увеличения прод-ти скв. КИН = Qизв/Qгеол ; Qгеол=F * hн * m * Кнас * 1/bн * ρн * 10ˉ³.

47. Коэффициенты газоотдачи, конденсатоотдачи.

Для подсчёта запасов газа и при анализе разр-ки мест-ий прир-го газа коэф-т газоотдачи принимают = 1 или близким. Коэф-т газотдачи – отношение объёма извлекаемого газа к его начальным запасам. Потери газа в пласте зависят в осн-ом от конечного Рпл и от величины мин-го рентабельного отбора из мест-я => эти ф-ры необ-мо учитывать при опр-ии к-та газоотдачи. Если экон-ки оправданной является разр-ка до конечного Рпл, то β = отношению Qизвл к начальным запасам газа. К-т газоотдачи зависит от глубины залегания и продуктивной хар-ки мест-я, темпа отбора газа, расстояния до потребителя и необх-го давления. β тем > чем > начальная газонас-ть пласта α, чем > к-т порист-ти m. . Чем > микро- и макронеодн-ть тем > β. Текущий β – отн-е V добытого в данный момент газа к его нач-ым запасам в пласте. Конечный β – отн-е V газа, добытого к моменту достижения проектного давления в пласте, к начальным запасам.

К-т конденсатоотдачи – отн-е Сум-ой добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте. Пока не найдено универс-ой зав-ти, позволяющей теоретически находить к-т конденсатоотдаи. . При содержании кон-та, превышающем 35 г/cм³ реком-ся формула Qп – потенц-е содержание стабильного конд-та. qп – пластовые потери конденсата, cм³/м³ (определяется в лабор-ых условиях при анализе газоконд-ой залежи). Для к-та конденсатоотдачи также применимы понятия конечной и текущей конд-отдачи.