Подсчет запасов растворенного в нефти газа

Запасы растворенного в нефти газа отнесены к тем же категориям, что и запасы нефти.

Подсчет геологических запасов растворенного в нефти газа для всех пластов проведен по формуле:

Qгє = Qнє · r0,.

где Qгє - начальные геологические запасы газа, млн. м3,.

Qнє - начальные геологические запасы нефти, тыс. т,.

r0 — начальное газосодержание, м3/т.

Подсчет запасов растворенного газа проведен по величине газосодержания. Этот параметр принят как средняя арифметическая величина, рассчитанная по пластовым пробам дифференциального дегазирования.

Для пласта Ю2=27,1 м3/т.

Подсчет извлекаемых запасов попутного газа выполнен по формуле:

Qгє.извл = Qнє извл · r0;

где Qгє.извл — начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3.

Qнє извл — начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т.

Геологические и извлекаемые запасы растворенного в нефти газа приведены в таблице 9.1.

9.3 Категории запасов При определении категорий запасов учитывалась степень их разбуренности, а также изученность данными опробования, керном, геофизическими исследованиями. Запасы по залежи отнесены к категориям С1.

Подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа произведен по категории и по зонам насыщения.

9.4 Подсчетные параметры Площадь нефтеносности Площадь нефтеносности залежей нефти определялась в пределах принятых границ залежей по картам эффективных нефтенасыщенных толщин соответствующего пласта, выполненных в масштабе 1:50 000. Карты построены по общепринятой методике в программном комплексе «AutoCorr». Внешний контур нефтеносности, получен в результате горизонтальной проекции границ залежи. Площадь измерялась отдельно по выделенным категориям запасов и зонам нефтеносности. Результат расчетов площадей нефтеносности приведен в табл. 9.1.

Эффективная нефтенасыщенная толщина Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта-коллектора выделялась по результатам интерпретации ГИС с учетом кондиционных значений (глава 6), а также с использованием результатов обработки керна и результатов испытания скважин.

Эффективная толщина пласта hэф. н в каждой скважине определялась как приведенная к вертикали суммарная толщина выделенных коллекторов, а нефтенасыщенная — как приведенная к вертикали суммарная толщина выделенных коллекторов, расположенных выше поверхности ВНК.

На основании полученных величин были построены карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ю2 в масштабе 1:50 000.

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина определялась отдельно по каждой зоне насыщения (нефтяной и водонефтяной) путем деления объема нефтесодержащих пород на площадь залежи или ее участка.

Коэффициент открытой пористости В рассматриваемой работе коэффициенты открытой пористости приняты по результатам интерпретации материалов ГИС (KP), как наиболее представительных и характеризующих данный параметр более равномерно по площади структуры. На их основе составлена карта распределения параметра по площади залежи. Средние величины коэффициента открытой пористости вычислялись как средние взвешенные по объему коллекторов по формуле:

где fi — площадь ячейки карты (площадь между соседними изолиниями); hj — значение эффективной нефтенасыщенной толщины в данной ячейке; Kопj — значение коэффициента открытой пористости.

На полученную карту нанесены контуры нефтеносности и границы категорий запасов.

Коэффициент нефтенасыщенности Коэффициент нефтенасыщенности рассчитывался отдельно по категориям и зонам насыщения. Для вычисления величин, используемых при подсчете запасов, также применялась формула средневзвешенного по объему пустотного пространства коллекторов.

где fi — площадь ячейки карты (площадь между соседними изолиниями); hi — значение эффективной нефтенасыщенной толщины в данной ячейке; Kопi — значение коэффициента открытой пористости в данной ячейке (среднее значение между изолиниями); Kннk — значение коэффициента нефтенасыщенности.

Плотность нефти Плотность нефти в стандартных поверхностных условиях в комплексе с другими физико-химическими свойствами изучался по пробам нефти, отобранным из скважин при разгазировании глубинных проб. Для подсчета запасов пласта Ю2 =0,886 кг/м3.

Пересчетный коэффициент При подсчете запасов пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, рассчитывался по объемному коэффициенту (b). Пересчетные коэффициенты найдены из соотношения: = 1/b.

Для подсчета запасов нефти чекракских отложений значение пересчетного коэффициента принято равным 0,824.

Начальное газосодержание Количество растворенного в нефти газа определялось по результатам анализа глубинных проб. Начальное газосодержание нефти, рассчитано по данным однократного и дифференциального разгазирования. При подсчете запасов растворенного газа в соответствии с инструкцией ГКЗ учтено начальное газосодержание, полученное путем ступенчатой сепарации нефти. Запасы растворенного газа расчитывались как произведение запасов нефти на начальное газосодержание, которое для нашего пласта составляет 73м3/т.

Коэффициент извлечения нефти Для подсчета извлекаемых запасов в данной работе был принят КИН=0.321.

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа пласта Ю2 Усть_Тегусского месторождения представлены на подсчетном плане (прил.11) и в таблице 9.1.

Экономическая часть.