Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Методы подсчета запасов нефти
Объемный метод Объемный метод основан на определении объема порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пересчете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах под-счетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий. Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным методом имеет следующий вид: QI13B. „ = Fhkn. 0&„р9т|, где QII3B. н — извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; kn. о — коэффициент открытой пористости; ka — коэффициент неф-тенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3; Q — пересчетный коэффициент; т) — коэффициент извлечения нефти. Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев. В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и приуроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчивостью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктивных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раздельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти. Средняя эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по соответствующим картам внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средняя взвешенная по площади: h = (2 й/Д)/2 fi, где hL — среднее значение мощности двумя соседними изопахитами; Д — площадь между двумя соседними изопахитами. Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора Fh умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости &п. 0. Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам в зависимости от того, каким образом определен параметр—по керну или по промыслово-гео-физическим данным. По керну открытая пористость определяется в тех случаях, когда нет надежной увязки между промыслово-геофизическими и керновыми данными. При этом предварительно исследуется статистическая связь между проницаемостью по керну и значениями асп или другого геофизического параметра с целью установления кондиционного значения проницаемости по кондиционному значению асп. Все значения открытой пористости из проницаемых интервалов пласта, которым соответствуют некондиционные значения проницаемости, отбраковываются. Из оставшихся после отбраковки представительных определений открытой пористости вычисляется среднее арифметическое значение, которое прини- мается в качестве среднего значения открытой пористости по залежи. Когда открытая пористость определена по промыслово-геофи-зическим данным, предварительно вычисляют среднее значение этого параметра по скважинам путем взвешивания открытой пористости каждого проницаемого прослоя внутри пласта по мощ- ности прослоя: Средняя открытая пористость по залежи зависит от равномерности скважин и особенностей строения продуктивного пласта. При равномерном расположении скважин среднее значение по залежи определяется как средняя арифметическая величина из средних значений по скважинам. В случае неравномерного расположения скважин составляется карта значений открытой пористости и среднее значение определяется взвешиванием по площади. Если в продуктивном пласте наблюдается закономерное соответствие высоким значениям эффективной мощности высоких значений открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hkn.0. Среднее значение открытой пористости по залежи вычисляется путем взвешивания этого параметра по объему коллекторов залежи Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности kK. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости. Нефтенасыщенность переходной зоны определяется как средняя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи. Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем Fhkn. Oks нужно умножить на плотность нефти рн, величина которой берется равной средней арифметической по скважинам. Для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент 9. 8 результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают величину балансовых запасов нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить величину извлекаемых запасов, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти ц, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента извлечения нефти зависит от вязкости нефти, проницаемости, плотности сетки скважин, неоднородности коллекторов и других параметров. Для залежей, выходящих из раз- Date: 2015-06-08; view: 668; Нарушение авторских прав |