Общие сведения о геологии нефти и газа лекция
.pdfvk.com/club1526850501.6. Запасы| vk.com/id446425943нефти и газа. Классификация и
подсчёт запасов
Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество,
содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства.
Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов. При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2.. Согласно действующей Классификации, запасы месторождений нефти и газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно (рентабельно), и забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы УВ - это запасы залежи или месторождения до начала разработки.
Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы - это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Подсчет запасов нефти. Объемный метод:
Q |
F h m |
||
|
n |
n |
|
|
|
||
|
b |
|
|
|
n |
|
|
Статистический метод: основан на статистике разработки, подсчет производится на основании кривых снижения дебита во время «рентабельной» жизни скважины.
Метод материального баланса:
Подсчет запасов газа.
Q |
Qn B (W ) |
|
||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
B (R R ) V |
B |
(V V ) |
|
|
0 |
|||
|
|
|
|
|
|
0 |
V |
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
Объемный метод
V F h m f ( p p |
k |
|
k |
) |
g |
|
g |
||
|
|
|
|
|
|
||||
f |
T tst |
|
|
|
|
|
|
|
|
T t pl |
|
|
|
|
|
|
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена, определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно
коэффициентами извлечения газа и конденсата.
В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность - Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал:
КИН=Qизвл/Q6ал.
Конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов: - вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв) и заводнения (Кзав): КИН = Квыт. * Кохв. * Кзав.
Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
2.2. Состав и физические свойства нефти
Нефть представляет собой сложную природную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных, которая в пластовых и стандартных условиях находится в жидкой фазе. Кроме углеводородов в нефти присутствуют гетероатомные сернистые, азотистые, кислородные, металлоорганические соединения.
Основные компоненты нефти (классификация по составу):
Парафиновые углеводороды (алканы) – (30-70)% Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – (25-75)% Ароматические углеводороды (ряд бензола – (10-15)% Гибридные углеводороды (церезины)
Гетероатомные соединения
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур:
28-180 С – широкая бензиновая фракция; 120-240 С – керосиновая фракция (150-240 С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт);
140-340 С – дизельная фракция (180-360 С – летнее топливо); 350-500 С – широкая масляная фракция; 380-540 – вакуумный газойль.
По содержанию парафинов различают нефти:
-малопарафинистые (до 1,5%)
-парафинистые (1,5 – 6,0%)
-высокопарафинистые (выше 6%)
Содержание парафина в нефти иногда достигает 13-14% и более. Нефтяные парафины – это смесь твердых углеводородов двух групп: собственно парафинов и церезинов, имеющих при близких к парафинам температурах плавления более высокие плотность и вязкость.