- •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.
24.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Подсчет запасов этана, пропана и бутанов.
Начальные балансовые запасы газа :
При водонапорном и упруговодонапорном режимах :
На режиме растворенного газа, газонапорном (газовой шапки) или смешанном (при Ро=рнас) режимах:
Неизвлекаемые запасы растворенного газа определяются суммой объемов свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неизвлекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти:
Отсюда
*
На практике нередко пользуются упрощенной формулой Жданова:
т. е. извлекаемые запасы растворенного газа равны сумме объемов газа в извлеченной нефти и неизвлеченной нефти с учетом конечного газосодержания за вычетом свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти.
Подсчет запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа (в тыс. т) производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа:
ПС2-С4=(еС2-С4/100)*ρ;
QC2-C4=Qг0* ПС2-С4
24 Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Подсчет запасов этана, пропана и бутанов
ачальные балансовые запасы газа бг.рсъ растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовымзапасам нефти Ун0 и начальному газосодержанию г0, определенному по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании:
На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти бг.р.извл, оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянна. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти бн. нач. извл и начальным газосодержанием:
Если залежь работает на режиме растворенного газа, газонапорном (газовой шапки) или смешанном (при Ро=рнас) режимах, то извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по формуле, выводимой из уравнения материального баланса. Они будут определяться разницей между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа бг.Р. неизвл-
Неизвлекаемые запасы растворенного газа определяются суммой объемов свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неизвлекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти:
где
конечному давлению /?к, принимаемому равным 1 МПа, поправка на сжимаемость
реальных газов; Кг — термический коэффициент; гк— остаточное газосодержание при давлении рк. Отсюда
*
На практике нередко пользуются упрощенной формулой
т. е. извлекаемые запасы растворенного газа равны сумме объемов газа в извлеченной нефти и неизвлеченной нефти с учетом конечного газосодержания за вычетом свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти.
Балансовые запасы этана, пропана и бутана подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м3. Указанная концентрация этана — минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9%. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5%, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе. Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа (в тыс. т) производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов /7КОМП (в г/м3) в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе /К0мп/Ю0 на его плотность 5КОМП при 0.1 МПа и 20° С (см. табл. 12):
Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента (в тыс. т) в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание (в г/м3) умножить на балансовые запасы свободного газа (в млрд. м3) в залежи: 6КОмпо = бго' Дюмп- Например, можно определить потенциальное содержание и запасы этана по данным табл. 12 и 13: ЯС2 = (4,96х х 1251)/100-62,05 г/м3; б(са)о= 100-62,05 = 6205 тыс. т при 2г0=100 млрд. м3.
Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода.
Балансовые запасы газовой серы (в тыс. т) определяются умно-жением запасов сероводорода на 0,94 — отношение атомной массы серы А$ (32) к молекулярной массе сероводорода Л/н2$ (34):
Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа (в млн. м3) на долю компонента в его составе:
. Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона (в тыс. м3)