Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


  2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ



Pdf көрінісі
бет10/107
Дата30.11.2023
өлшемі2,71 Mb.
#194349
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   107
Байланысты:
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs

 
19 
2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ, 
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ 
2.1. Расчет геологических и балансовых запасов 
Количество нефти и газа в залежи, границы которой определе-
ны или заданы на основании каких-либо данных, составляют геоло-
гические запасы. Аналогичным образом могут быть определены 
геологические запасы природного газа. 
Наиболее распространенный метод подсчета геологических за-
пасов углеводородов – объемный. Для нефтяной залежи объемный 
метод основан на определении геометрического объема залежи, 
объема порового пространства, коэффициента начальной нефтена-
сыщенности пород, объемного коэффициента нефти. Запасы нефти 
Q
н
, т,
 геологические и балансовые
определяются по формуле
Q
н

Fhmk
н.н
ρ
н.д 
∙ η
ус
∙10
–3
, (2.1) 
где 
F
– площадь нефтеносности, м
2

h
– средняя эффективная 
нефтенасыщенная толщина пласта, м; 
m
– среднее значение коэф-
фициента открытой пористости, доли ед.; 
k
н.н 
– среднее значение 
коэффициента начальной насыщенности пород нефтью, доли ед; ρ
н.д 
– плотность дегазированной нефти, кг/м
3
; η
ус 
– коэффициент усадки 
нефти (пересчетный коэффициент), η
ус
= 1/
b
, где 
b
– объемный ко-
эффициент пластовой нефти, равный отношению объема единицы 
массы нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти на по-
верхности (дегазированной нефти), доли ед. 
Запасы растворенного нефтяного газа 
Q
г
, м
3
, определяются по 
формуле 
Q
г
= Г
н

V
н.пл
, (2.2) 
где Г
н
– газонасыщенность (количество растворенного газа) пласто-
вой нефти, м
3

3

V
н.пл 
– объем нефти в пласте, м
3
,
V
н.пл 

Fhmk
н.н
. (2.3) 


 
20 
Для газовой залежи объемный метод имеет такую же основу, 
что и для нефтяной залежи, т.е. определяется объем газа (
V
г.пл
) в за-
лежи при начальных пластовых (давление, температура) условиях:
V
г.пл

Fhmk
н.г
, (2.4) 
где 
k
н.г
– коэффициент насыщенности пород газом, доли ед. 
Для определения объема газа в поверхностных условиях (
Q
г

пластовый объем приводится к атмосферному давлению и стан-
дартной или нормальной температуре:
Q
г
= (
Р
пл
Т
ст
z
ст
V
г.пл
) / (
Р
 
Т
пл 
z
пл
), (2.5) 
где 
Р
пл
и 
Т
пл 
– начальные пластовые давление и температура; 
Р
0
и 
Т
ст
– атмосферное давление и стандартная (293 К (20 °С)) темпе-
ратура; 
z
ст
и 
z
пл
– коэффициенты сверхсжимаемости газа при стан-
дартных (
Р
0

Т
ст
) и пластовых (
Р
пл

Т
пл
) условиях. Можно принять 
z
ст
≈ 1, для определения 
z
пл
следует применить специальные графи-
ки или расчетные зависимости. 
Для газоконденсатного месторождения (залежи) вместе с запа-
сами газа определяются запасы газового конденсата 
Q
г
, т: 
Q
г

С
гк

Q
г
∙ρ
гк 
·
10
–3
, (2.6) 
где С
гк
– содержание конденсата в газе, м
3

3
; ρ
гк
– плотность газо-
вого конденсата при стандартных условиях, кг/м
3
.

Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   107




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет