117. Оценка начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти.

Извлекаемые запасы- запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии. Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – извлекаемые запасы залежи ( или месторождения) до начала разработки. НИЗ=Q_бал*КИН, где Q_бал- балансовые запасы- геологические запасы, состоящие на учете в ГКЗ. КИН- коэффициент извлечения нефти.

Зная балансовые запасы и КИН можно определить НИЗ. Геологические запасы нефти определяются объемным методом. При объемном методе подсчета запасов нефти исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета геологических запасов нефти применяют следующую формулу:

Q_геол = V*m*β*ρ*θ, [1], где Qгеол_. –геологическиезапасы нефти, т; V – геометрический объем нефтеносного пласта, м³; m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; β – коэффициент насыщения пласта нефтью; ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³; θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти: θ = 1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти); НИЗ оцениваются по эмпирическим зависимостям: по характеристикам вытеснения нефти водой и формальным кривым. Этот метод реализован в программе «Анализ-3», разработанной на кафедре РНГМ. Для расчета по программе НИЗ и ОИЗ необходимо знать ΣQ_н, ΣQ_ж, ΣQ_в по годам разработки, число скважин, плотность нефти и воды, объемные коэффициенты нефти и воды, предел обводненности. Зависимости в задаваемых координатах строятся по фактическим данным отборов нефти, воды и жидкости. Полученные точки обрабатываются для получения аппроксимирующих кривых, экстраполяция которых до заданной конечной обводненности позволяет определить НИЗ. ОИЗ= НИЗ-ΣQ_н. КИН_тек= НИЗ_тек/Q_бал. Характеристики вытеснения: Камбарова, Пирвердяна, Сазонова, Максимова, Назарова, Говорова, Казакова, Гусейнова, Шафранова.

118. Оценка начальных и остаточных запасов газа.

Извлекаемые запасы- запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии. Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – извлекаемые запасы залежи ( или месторождения) до начала разработки. НИЗ=Q_бал*КИГ, где Q_бал- балансовые запасы- геологические запасы, состоящие на учете в ГКЗ. КИГ- коэффициент извлечения газа.

Зная балансовые запасы и КИГ можно определить НИЗ. Геологические запасы газа определяются объемным методом, методом материального баланса, методом падения давления.

1)Объемный метод подсчета запасов газа- основной, наиболее распространенный. Общие (потенциальные) запасы газа объемным методом определяется по формуле: , F- площадь газоносности залежи в м²; h- средневзвешенная эффективная мощность пласта в м; m- средневзвешенная по объему газовой залежи пористость; Р_н- первоначальное пластовое давление в кгс/см²; Z_н- коэффициент сверхсжимаемости при давлении Р_н; α_г-коэффициент газонасыщенности порового пространства.

Эффективная мощность пласта определяется как средневзвешенная. При этом необходимо использовать карту эффективных газонасыщенных толщин. По формуле: , F_i-площадь между двумя соседними изопахитами; h_i- средняя эффективная мощность в пределах F_i; n- число изопахит.

Коэффициент сверхсжимаемости газов z определяется по экспериментальным графикам Брауна-Катца. Коэффициенты сверхсжимаемости на этом графике представлены в зависимости от приведенных давления Р_пр и температуры Т_пр. По полученным Р_пр иТ_пр и по графику Брауна-Катца определяется Z_н данного газа для заданных условий. Зная h и Z_н, считаются запасы газа объемным методом по формуле.

2) Метод падения давления основан на анализе динамики падения пластового давления от объема отбора газа. Qизвл=((Q2-Q1)*(Рнач*анач-Ркон*акон))/(Р1*а1-Р2*а2)

3) Метод материального баланса: а) газовый режим Q_г=[ [Q_доб(t)*(Р_н/z_н)]/( (Р_н/z_н)- (Р(t)/z(t)))]*T_пл/T_ст; б) водонапорный режим Q_г=[ [Q_доб(t)- Q_в(t)* (Р(t)/(z(t)*Р_ат))]/(1-(Р(t)/z(t)*z_н/p_н)]* T_пл/T_с