34. Подсчёт запасов нефти объемным методом.

Подсчет запасов нефти объемным методом ведется по следующей формуле:

Q - тыс. т.

F- площадь нефтеносности определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта раздельно по полям различных категорий запасов. (м2)

m – эффективная пористость (доли едениц) определяют на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин. Значительную ценность представляют результаты оценки пористости с помощью промыслово-геофизических методов (0,2)

Кн – коэффициент нефтенасыщенности устанавливают лабораторным путем. (0,8)

ро – плотность нефти (гр/см3) (0,85)

О –пересчетный коэффициент учитывающий усадку нефти при извлечении его на поверхность (0,76)

h – эффективная нефтенасыщенная мощность определяют по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Можно рассчитать как ср. арифметическое , либо как ср. взвешенное по площади. по мощностям данным в методичке и делим на количество скважин. (м)

F находится следующим образом: подчитаем количество полных квадратов (см), подчитываем количество не полных квадратов суммируем и делим пополам. Все это складываем.

Подставляем в формулу и вычисляем.

36.группы запасов по их промышленной ценности.

По народно-хозяйственному значению запасы нефти и газа,и содерж.в них попутных газах подразделяются на группы, подлежащие самост.учету и подсчету: балансовые запасы-это запасы месторожд.н.и г.вовлечение в которые экономически целесообразно

Забалансовый запас-запасы залежи и месторожд.вовлечение которыхв разработку в наст.времяэкономически не целесообразно или технологич.невозможно, но кот. В дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Извлекаемый запас-это часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр, при рациональном использовании технич.ср-в и технологий нефтегазодобычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдаемых требованийпо охране недрокр.среды. n=Qi/Qo(извлек.нефтеотд./балансовая)

n=kв*kохв(вытеснение/заводнения)

24. Карта изобар.

(линии равного давления) Линии, изображенные на синоптических картах, соединяющие точки равного давления, называются "изобарами". Точки, соединяемые изобарами, представляют собой средние значения пластового давления. Определение среднего пластового давления и анализа разработки пласта на основании изученных пластовых давлений.

35. Подсчет запасов газа объемным методом.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о.—объем пустотного пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. —объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент q , учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением

Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн. q

Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефтиr при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн. q r

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.