- •12. Прогнозные ресурсы d2. D1
- •13. Прогнозные ресурсы d1л Перспективные ресурсы с3.
- •14 Предварительно оцененные запасы категории с2. Разведанные геологические запасы категории с1.
- •15. Разведанные запасы категории b.
- •16. Сущность объемного метода
- •17. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •18. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •19. Подсчет запасов нефти и газа на разрабатываемых площадях (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •20. Пз растворенного газа
- •21. Пз конденсата
- •22. Пз запасов нефти и свободного газа
- •23. Способы определения площади залежи на пОц, разведочном этапах и на стадии разработки.
- •24. Особенности определения Коп и Кн на пОц и разведочном этапах и на стадии разработки.
- •25. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности.
20. Пз растворенного газа
В общем случае начальные балансовые запасы газа, растворенного в нефти определяются исходя из величины балансовых запасов нефти и ее начального газосодержания: Qг.р.0 = Qн0*r0. Газосодержание определяется по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании.
Определение величины извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от существующего в залежи режима.
При водонапорном и упруговодонапорном режимах величина пластового давления в процессе разработки всегда выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянна, а извлекаемые запасы определяются по формуле: Qг.р. изв = Qн изв*r0.
При режиме растворенного газа, газонапорном или смешанном режимах, извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти определяются из уравнения материального баланса как разница между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа: Qг.р. изв = Qг.р.0 – Qг.р неизв. Основной показатель в формуле, требующий определения – это объем не извлекаемых запасов газа, который складывается из:
Объема свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти;
Усадки неизвлекаемой нефти;
Объема неизвлекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти.
ПЗ попутных компонентов
Геологические запасы попутных компонентов в газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежах подлежат учету при сделующих условиях: 1) запасы газа на м/р составляют не менее 10 млрд м3, а запасы каждого компонента больше или равны 3%; 2) для определения величины запасов попутного компонента необходимо знать его потенциальное содержание П=L*ρ/100 г/см3, где L – доля компонента в пластовом газе, ρ – плотность компонента в стандартных условиях.
Qокомп = Qог*П
21. Пз конденсата
Газоконденсат – это состояние углеводородной системы, в которой жидкие УВ при определенных температуре и давлениях находятся в растворенном состоянии в газовой фазе. Конденсат – смесь углеводородных соединений С5 и вышекипящие (пентан и выше).
Различают сырой и стабильные конденсаты: сырой – жидкие УВ с растворенными в них газообразными компонентами (CH4, C2H6, C3H8, H2S) в стандартных условиях; стабильный – состоящий только из жидких УВ. Плотность стабильного конденсата 0,6 – 0,82 г/см3.
При определении запасов конденсатов учитывается только стабильный конденсат, количество которого определяется по запасом в залежи пластового газа. Поэтому для подсчета балансовых запасов конденсата необходимо определить его содержание в составе пластового газа способом одно-двухступенчатой сепарации. Пробы для определения содержания конденсата при значительном этаже газоносности (более 300 м) должны быть отобраны:
В наиболее продуктивных скважинах, расположенных на разных гипсометрических отметках;
В разных зонах залежи (свод, крылья);
В разных фазовых зонах залежи (газоконденсатная, зона нефтяной оторочки), так как содержание конденсата может сильно варьировать.
Отобранные пробы помещаются в сепаратор, где происходит отделение сырого конденсата от газа и замер газоконденсатного фактора (отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата в сепараторе). Эта величина может изменяться от 1500 до 25000 м3/м3. Далее из полученного продукта полностью удаляются газообразные компоненты (метан и частично его гомологи, также сероводород, углекислый газ, азот и др.). Оставшееся вещество представляет собой стабильный конденсат, запасы которого собственно и подсчитывают.
Балансовые запасы конденсата определяются с учетом балансовых запасов газа и потенциального содержания конденсата в нем: Qк0 = Qг0*П, где П – потенциальное содержание конденсата – то есть, сумма компонентов C5 и вышекипящих гомологов в сыром конденсате (К) т содержание этих же компонентов в отсепарированном газе (L) П = К + L.
Пример: если балансовые запасы газа в газоконденсатной залежи составляют 100 млрд. м3, то запасы конденсата могут составлять до 8000 тыс. м3.
Начальные извлекаемые запасы конденсата определяются по формуле: Qк и = Qк 0*kизв, kизв – коэффициент извлечения конденсата – это отношение разности величины начального потенциального содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному пластовому содержания: kизв = П – qпл.п. / П
Разработка газоконденсатных залежей ведется с постепенным снижением пластового давления ниже давлении конденсатообразования, и как следствие, имеет место «выпадение» конденсата в пласт. Поэтому, сокращение пластовых потерь конденсата составляет одну из сложнейших задач газовой промышленности. Одним из решений данной проблемы является применение сайклинг-процессов – то есть, подержание в залежи пластового давления путем циклической закачки газа, освобожденного на поверхности от конденсата вплоть до полного извлечения последнего из пласта. Метод требует больших капиталовложений и составления экономических, технологических и геологических обоснований.
Величина пластовых потерь конденсата при разработке (qпл.п) определяется в лабораторных условий на специальной установке УГК-3. По выполненным замерам составляют графики зависимости объема (V) выделившегося конденсата от величины пластового давления.
По кривым рассчитываются величины пластовых потерь конденсата за весь период эксплуатации с учетом специальных формул.