Подсчет запасов нефти и газа

по евлановско-ливенскому горизонту пласт Е2 объемным методом Подсчет запасов нефти и свободного газа производится объемным методом по формулам:

для нефти.

Q= 10−3Sh; где.

Q — начальные балансовые запасы нефти в тоннах;

S =9 074 000 — площадь нефтеносности в квадратных метрах;

h=17,6 — средневзвешенная по площади эффективная мощность пласта в метрах,.

= 0,11 — коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород;

= 0,68 — коэффициент насыщения пласта нефтью;

= 0,8- удельный вес нефти в поверхностных условиях;

= 0,7- пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий к поверхностным;

для газа:

V = S f h P; где.

V — объем извлекаемого газа в Нм3;

S — площадь в пределах контура газоносности в м2;

h- - средневзвешенная по площади эффективная мощность в м.

— коэффициент аффективной пористости:

f — поправка на температуру пласта;

Р — пластовое давление в атм.

• — поправка на отклонение от идеальных газов,
• — коэффициент газонасыщенноети,

Числовые значения, входящие в формулы объемного метода, определены на основе геолого-геофизического изучения пластов и данных лабораторных исследований.

Исходные данные для определения:

• а) удельный вес нефти на поверхности — 0,8
• б) пластовое давление — 188 атм.
• в) газовый фактор — 190 м3/т
• г) пластовая температура — 44°
• д) удельный вес газа по воздуху — 0,799

Коэффициент перевода объема нефти из пластовых условий к поверхностным равен 0,7.

К — коэффициент отдачи.

Коллектор евлановско-ливенских слоев сложен неоднородными трещиноватыми известняками, залежь нефти имеет газовую шапку и подпирается подошвенной водой.

Учитывая наличие газовой шапки значительных размеров, низкую вязкость нефти в пластовых условиях, а также то, что нефтяная залежь в большей своей части подпирается водой, следует сделать вывод, что при снижении пластового давления в процессе разработки газовая шапка и подпирающая залежь вода будет совершать полезную работу по вытеснению нефти, т. е. режим работы залежи будет несколько отличаться от режима растворенного газа.

В связи с изложенным считаем возможным принять коэффициент нефтеотдачи равным 0,4.

Y — газовый фактор, определенный по промысловым данным и глубинной пробе, равен 190 м3/т.

Балансовые запасы нефти в пласте Е2:

Q = 9 074 000 17,6 0,11 0,68 0,8 0,7 = 6690 тыс. т.

Извлекаемые запасы нефти :

Qи = 6 690 000 0,4 = 2676 тыс. т.

Общие запасы растворенного газа:

V = 190 6 690 000 = 1271 млн м3.

Извлекаемые запасы растворенного газа :

Vu = Qu r0 + Qнu (r0 -g) -Qн * Рост ;

Vu = 190 2 676 000 + 1716 (190 -12) -2 676 000*10/(0,680,8) = 459 млн. т.;

Запасы свободного газа в газовой шапке.

S — площадь в пределах газоносности определена планиметром № 3340 равной 5 188 000 м²;

h. — средневзвешенная газонасыщенная мощность пласта равна 10 м.

— коэффициент пористости принят как и при подсчете запасов нефти равным 0,11;

=0,68 — коэффициент газонасыщенности принят равным коэффициенту нефтенасыщенности;

f — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре определена по формуле:

— давление в газовой шапке определено по формуле:

Рпл — пластовое давление, приведенное к водонефтяному контакту, равно 188 атм.

н — удельный вес нефти в пластовых условиях 0,7.

hнэтаж нефтеносности — 18 м.

— поправка на отклонение природного газа от закона Бойля — Мариотта определена по формуле:

где.

Подсчет запасов газа производим с расчетом снижения пластового давления до 1 ат.

Запасы свободного газа в газовой шапке.

V = 5 188 000 10 0,11 0,68 0,924 1,698(186,7−1) = 11 306 млн. м3.

Подсчитанные запасы нефти являются первоначальными.

Остаточные запасы нефти и газа определены по формуле:

месторождение газ геологический нефть.

Qост. = Qнач — Qотоб.

Qотоб нефти = 84% от Qнач = 2247,8 тыс. тонн.

Qотоб газа = 385,6 млн. м3.

Извлекаемые запасы нефти и растворенного газа в евлановско-ливенском горизонте пласт Е2.

Qост. н = 2676 тыс. тонн — 2247,8 тыс. тонн = 428 тыс. тонн.

Vост. г = 459 млн. м3 — 385,6 млн. м3 = 73,4 млн. м3.