Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ
жүктеу/скачать 2,71 Mb. Pdf көрінісі
|
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 /м 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 /м 3 ; ρ гк – плотность газо- вого конденсата при стандартных условиях, кг/м 3 . жүктеу/скачать 2,71 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|