20.Подсчет запасов газа растворенного в нефти.

Производится по формуле:

V₀ = Q₀r₀ – Q_извл.b₀P_kά_kf – Q_{неизвл.}(b₀ – b_k)P_kά_kf – Q_{неизвл.}r_k

V₀-извлекаемые запасы растворенного в нефти газа

Q₀-балансовые запасы нефти при стандартных условиях(20С, 0,1 МПа)

Q_извл-извлекаемые запасы нефти при стандартных условиях

Q_неизвл-остаточные запасы нефти при стандартных условиях

B₀-объмный коэф-т пластовой нефти при начальном пласт-м давлении Р₀

B_k-объемный коэф-т пласт-й нефти на конечную дату разр-ки,при остаточном давлении Р_к

r₀-средневзвеш.первоначальный газовый фактор замеренный на трапе сепаратора при атмосферном давлении.

r_k-остаточное количество газа, растворенного в нефти при конечном давлении Рк

P_k-конечное давление в залежи для всех мест-й одинаковое 0,1 МПа и учитывается в подсчете запасов и проекте разр-ки

α_k-поправочные коэф-ты на коэф-т сжимаемости при давлении Рк

f-поправка на температуру.

21. Подсчет запасов свободного газа объемным методом.

Vг извл=F*h*k_n*f(P₀α₀-P_kα_k)k_г*η_г

F-площадь газов залежи в пределах внеш.контура газоносности. Определяется по структурной карте кровли пласта.

h-средневзвешанная по площади газоносная толщина пласта.

Вначале газонасыщенную толщину определяют в каждой скважине по керну,ГИС и результатам испытания, затем строят карту газонасыщенных толщин и опредиеляют глубину.

k_n –коэффициент открытой пористости пород.

Вначале сопоставления пористости по керну и ГИС определяют в каждой скважине, это необходимо т.к. при высокой пористости керн разрушается в процессе бурения и его не отбирают. Затем строят карту пористости и определяют средневзвешанное знаечение.

f- поправка на температуру

t=(273+tст)/ (273+tпл)

tпл- определяют электротермометром после 3-5 суток для восстановления теплового режима, нарушенного процессом бурения или эксплуатацией скважин.

P_0-превоначальное пластовое давление в залежи, определяется глубинным манометром в первой скважин вскрывшей пили устьевым манометром. С последующим пересчетом в забое, т.е. высчитывают давления столба газа в скв.

P_k- конечное давление в залежи,оно одинаковое 0,1 МПа.

α_0, α_k-поправочные коэффициенты для Р₀,Р_к, всвязи с отклонением ув-ых газов от зак-ов газового состояния,т.е. идеальных газов.

k_г-коэф-т газонас-ти пород, его определяют по керну:

1.k_г=Vг/Vпор

2.Кг=1-Ков

η_г-коэф-т газоотдачи,его применяют всязи с режимом залежи или по аналогии с выработанными или находящихся на последних стадиях выработанных или истощенных мест-й в данном регионе.

22. Подсчет запасов газа по падению давления

Подсчет запасов свободного газа также производят расчетным путем по падению пластового давления. При этом исходят из предположения о постоянстве извлечения количества газа на 0,1 МПа на все периоды разработки.

Допустим на первый период разработки добыто Q₁

Q_Г=(Q₂-Q₁)/(P₁-P₂)

Предполагая, что эта закономерность сохраниться и в дальнейшем, определяют остаточные извлекаемые запасы газа.

V_ост^извл=(Q₂-Q₁)(P₂α₂-P_kα_k)/( P₁α₁-P₂α₂)

Если P₂α₂-P_kα_k заменить на P₀α₀-P_kα_k, то можно определить начальные извлекаемые запасы газа.