- •1. Нефть и ее свойства.
- •3.Требования к комплексному изучению месторождения
- •18 19Понятие о зпасах и ресурсах
- •7.Иерархические уровни прогноза нГн объектов, геоструктурных сооружений
- •12. Этапы и стадии геологоразведочных работ
- •16. Категория д2 и усл отнесения к ней ресурсов
- •17. Дифференциация запасов нефти и газа
- •8. Суммарные ресурсы н и г
- •6. Классификация залежей по размерам запасов и сложности строения
- •13.Категория а и в и усл отнесения к ним запасов н и г
- •20 Подсчетные планы
- •14 Категория с2 и усл отнесения к ней запасов
- •16 Категория д1 и усл отнесения ресурсов
- •14. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежи.
- •16 Группы запасов н и г
- •17 Критерии изученности запасов и обоснованности ресурсов
- •14.Категория с1 и усл отнесения запасов
- •9.Основные задачи изучения нгн объектов
- •Региональный этап
- •Стадия прогнозирования нефтегазоносности
- •. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
- •Поисковый этап
- •. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •. Стадия поиска месторождений (залежей)
- •Разведочный этап
- •Стадия оценки месторождений (залежей)
- •. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
- •15 Перспективные ресурсы с3
- •22. Подсчет извлекаемых запасов нефти на залежах, подготовленных к разработке (многомерные модели).
- •23 Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов и их учет.
- •24.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Подсчет запасов этана, пропана и бутанов.
- •24 Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Подсчет запасов этана, пропана и бутанов
- •25.Определения барического и термического коэффициентов при подсчете запасов свободного газа.
- •27. Особенности подсчета запасов нефти и газа объемным методом в газонефтяных залежах.
- •26,28. Построение карт нефтенасыщенных толщин и расчет объемов и подсчет запасов в литологически ограниченных залежах.
- •29. Подсчет запасов свободного газа методом падения пластового давления.
- •30. Подсчет извл запасов на позд стадии разраб. Водонапорный режим.
- •31Понятие о гидродинамических методах определения коэффициента извлечения нефти
- •32 Методы оценки перспективных ресурсов
- •33 И 40 Подсчет запасов нефти и газа объемным метолом в стратиграфически ограниченных залежах, расчет объемов
- •34 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в сложных коллекторах
- •35 Подсчет запасов нефти методом материального баланса. Теоретическая основа метода и условия его применения
- •36 Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных залежах.
- •38 Построение карт нефгенасышенных толщин и расчет объемов в пластовых и массивных залежах.
- •39 Методы геометризации продуктивных пластов и залежей у/в
- •41. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в пластовых сводовых и массивных залежах.
- •42. Подсчет извлекаемых запасов нефти в поздней стадии разработки на залежах, разрабатываемых на водонапорных режимах
- •41. Расчет объемов нефтенасыщенных пород в тектонически экранированных залежах.
- •42. Подсчет извлекаемых запасов на ранних стадиях геологоразведочных работ.
- •43. Подготовка эталонных оценочных участков.
- •44. Оценка прогнозных ресурсов. Метод удельных плотностей ресурсов.
- •45. Оценка прогнозных ресурсов. Метод количественных геологических аналогий с использованием регрессионного анализа.
- •46. Оценка прогнозных ресурсов. Историко-статистический метод.
- •49. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежи.
- •48. Подсчет запасов нефти и свободного газа объемным методом.
35 Подсчет запасов нефти методом материального баланса. Теоретическая основа метода и условия его применения
Суть метода основанного ни принципе материального баланса заключается в том,что кол-во запасов добытых и оставшихся в недрах на опред дату является величиной постоянной.
Для того чтобы использовать эти методы необходимо знать полные сведения о добыче, об изменении закаченной воды в залежь, значения водонасыщенности, коэф расширения пор породы и связанной воды, предполагаемые размеры неф оторочки.
Требования к методу- заключ в том, что с помощью этого метода подсчитываются не запасы, а дренированные объемы(особенно газа). Для неф залежей метод практически неприменим, если с самого начала разработка идет с поддержанием Р пл. наиболее эфф в тектонич. блоках, где поддержание Рпл не осущест.
Подсчет запасов в залеж на смеш режимах(рисунок).залежь недонасыщена газом, как только пробур 1 скв начинает работать режим растворенного газа.
Мат баланс основан на сравнении высвободившегося и заполняемого объемов коллекторов.
Высвобождающийся объем:
1-нефтьQн*Во- добыча нефти; Q(rр-r)υ- кол-во избыт газа в нефти; (Qно-Qн) (Во-В)-усадка.
2-вода ωλ- количество добытой воды.
Заполняемый объем:
1-нефть (Qно-Qн) (rр-r) υ- высвобожд газа из нефти и заполнение им объема колл.
2-газ δ*Во* Qно(υ- υо)/ υо- за счет расширения газовой шапки
3-вода Wλ-объем внедривш в залежь пластовой воды, W'λ- объем закаченной в залежь воды
4- порода Qно*Во*βп*∆Р/1-Кв-заполнение пор за счет расширения зерен породы, Qно*Во*Кв*βп*∆Р/1-Кв- за счет расширения связанной воды.
36 Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных залежах.
В газоконденсатных залежах жидкая фаза находится в газообраз состоянии и выделяется только при снижении Р пл ниже давления начала конденсации.
Если выделение жидкой фазы происходит в призабойной зоне,то в этом случае конденсат заполняет поровое пространство,тем самым снижает дебиты газа, обратная конденсация при увелич Р едва достигает 10%.если конденсат выпал в СКВ он потерян.
Определение запасов конденсата происходит в несколько этапов: по скв газ с конденсатом поступают в сепаратор, в кот происходит отделение сырого конденсата от газа, замеряют за опред время кол-во прошедшего газа и кол-во оставшегося в сепараторе конденсата на основе этого опред конденсато-газовый фактор.
Особенность сырого конденсата –содержит до 85% стабильного конденсата и до 15% газообразных продуктов.
Стабильный конденсат не содерж газообраз.продуктов. подсчет запасов ведется стабильного конденсата.
Проба газа отбирается из верхней части сепаратора в газовый баллон емкостью 40л, рассчитанный на давление 15 МПа. Проба сырого конденсата поступает из сепаратора в специальный контейнер, рассчитанный на давление 20 МПа. Отобранные пробы отсепарированного газа и сырого конденсата исследуются в лабораторных условиях для определения состава пластового газа.
Для устранения газовых продуктов,в сепаратор вешается бомба,объемом 40 л. На первом этапе выпускается весь метан., опред состав выпущенного газа,а в нем стабильного конденсата(L)
2определение кол-ва конденсата в газе дегазации (К1)
3 из газа дебутанизации (К2)
Пс5= L+К1+К2+Кс5
Пс5+-потенциальное содержание стабильного конденсата
Qс5+=Qго*Пс5+
Для опред КИК используют все ту же бомбу. В нее закачивают газ и конденсат в тех пропорциях в кот они были в пласте.После этого начинается постепенный выпуск газа с конденсатом из бомбы. Определяют в бомбе остаток qс5+
КИК=Пс5+- qс5+/Пс5+