Контрольная работа по «Подсчет запасов»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ Государственное Бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

 «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

ИНСТИТУТ  ГЕОЛОГИИ И ГЕОИНФОРМАТИКИ

КАФЕДРА «ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная работа

по дисциплине:  «Подсчет запасов»

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: 

студент гр. ГОРзс-10

Арзанова Ю.В.

 

Проверил:

Резанова Т.П.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тюмень, 2013

Содержание

 

 

1.1 Методы подсчета запасов нефти

1.1.1 Статистический метод

Основывается на изучении статистических сведений о добыче нефти за прошлые  годы и построения соответствующих кривых, характеризующих закономерность изменения дебита в зависимости от тех или иных факторов. Характер этих закономерностей прослеживается при изучении статистических сведений о добыче нефти.

Данный метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. Построение кривых основывается на изучении статистического материала о добыче прошлых лет. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых и их экстраполяции на будущее время для определения возмжной добычи и расчета запасов нефти. Применяемое соотношение:

Qн * t = a” * t - b”,

где 

a” – угловой коэффициент наклона прямой;

b” – свободный член уравнения;

Qн – извлекаемые запасы нефти.

В настоящее время статистический метод применяется в основном лишь для старых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Данный метод  можно использовать при наличии  таких фактических данных по эксплуатации скважин и отдельных пластов, которые отражают естественную отдачу пласта в определенных условиях его эксплуатации:

• данные о продолжительности эксплуатации нескольких скважин за период не менее года;
• материалы, обеспечивающие принятую схему разработки и намечаемый темп ввода скважин в эксплуатацию по годам;
• сведения о режиме работы залежей, их пластовых давлениях и динамике продвижения контуров водоносности.

Однако, в случае проведения мероприятий  по воздействию на пласт, а также в случае дефектов эксплуатации или рационализации эксплуатации (например, при ограничении дебитов) применение статистического метода ПЗ нецелесообразно.

1.1.2 Метод материального баланса (ММБ)

ММБ основан на изучении изменения  физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Соотношения между объемами добытой нефти, газа, воды и теми объемами, которые они занимали в пластовых условиях до их извлечения, учитываются с помощью уравнений материальных балансов, в которые входят в качестве неизвестных первоначальные запасы нефти и газа. Общее уравнение материального баланса:

Qн  = Qи + Qн.ост. = const,

где

Qн – начальные запасы нефти;

Qи – накопленная добыча нефти;

Qн.ост. – остаточные  запасы нефти в залежи.

Для применения уравнений материальных балансов требуется изучение пласта с самого начала разработки, в частности,  должны быть определены следующие параметры залежи:

• начальное пластовое давление;
• текущее пластовое давление, замеренное с определенной периодичностью;
• давления насыщения нефти газом;
• физико-химические свойства нефтей и газов: плотность в поверхностных и пластовых условиях, коэффициенты сжимаемости в различных диапазонах давлений, объемные коэффициенты, растворимость, компонентный состав;
• добыча нефти, газа, воды по всем скважинам;
• средний начальный и средний эксплуатационный газовые факторы, учет добычи растворенного газа;
• физико-химические свойства пластовой воды (глубинные пробы воды из законтурной области);
• сжимаемость пород-коллекторов.

1.1.3 Объемный метод

Объемный метод основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных его пористости, нефтенасыщенности и отдачи нефти. Его сущность заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенной ею объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежи.

Общая формула для объемного метода подсчета запасов нефти:

Q_геол. = F * h_эф.н * m * K_н * Θ * ρ_н

где

Q_геол. – геологические запасы нетфи;

F – площадь, тыс.м²;

h_эф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина;

m – открытая пористость;

K_н – коэффициент нефтенасыщенности, доли.ед.;

Θ – пересчетный коэффициент  в стандартные условия, доли ед.;

ρ_н – плотность нефти, т/м³.

Объемный метод может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Для применения метода необходимы следующая информация:

• структурная карта по кровле пласта с обозначением категорий запасов, результатов опробования или пробной эксплуатации скважин;
• фактические данные по скважинам об эффективной толщине пласта и его пористости, а также средние величины для подсчета (с описанием методики и исходных данных);
• данные анализов нефти (в том числе, об усадке нефти при извлечении ее на поверхность и газовом факторе);
• фактические данные опластовом давлении, давлении насыщения, составе растворенного газа, температуре пласта;
• данные о режиме залежи, типе коллектора и его свойствах.

В таблице 1 приведены рекомендации по выбору метода подсчета запасов  нефти в зависимости от режима залежи.

Таблица 1

Режим залежи	Метод подсчета запасов нефти
	Статистический	Метод материального баланса	Объемный метод
Водонапорный			+
Упруго-водонапорный	+	+	+
Газонапорный	+	+	+
Растворенного газа (газовой шапки)	+	+	+
Гравитационный			+

 

1.2 Методы подсчета запасов газа

1.2.1 Метод по падению давлений

Подсчет запасов газа по методу падения  давлений производится на основе предположения о постоянстве количества газа, извлекаемого в м3 на каждые 0,1МПа падения давления во все периоды разработки залежи.

Таким образом, если на первую дату (с  начала разработки) из газовой залежи было добыто Q₁ объемов газа и давление в залежи составляло P₁, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q₂ объемов газа и давление в залежи равно Р₂, то за период разработки от первой до второй даты на 0,1 МПа падения давления добыча составила в м³:

Q =

Полагая, что в дальнейшем при  падении давления до некоторой конечной величины Рк будет добываться то же количество кубических метров газа на 0,1МПа снижения давления, с учетом поправок α₁, α₂ на сверхсжимаемость реальных газов, получим формулу промышленных запасов газа в м³:

В случае напора воды учитывается  вытесненное ею количество газа Q', а  остаточное давление учитывать нет необходимости. Тогда формула принимает  вид:

Данный метод не требует знаний площади, толщины и пористости газоносного  горизонта. Однако во избежание погрешностей в расчетах при больших различиях давлений в скважинах метод по падению давлений следует использовать только для единичной залежи газа, не разбитой на отдельные самостоятельные участки. Также данный метод применяется для залежей, в которых доказано отсутствие промышленных запасов нефти или когда намечается одновременная эксплуатация газа и нефти, а также по пластам, в которых отсутствует резко выраженный активный напор краевых вод.

Для применения метода необходимы следующая  информация:

• уточтенные данные о количестве газа, извлеченного за определенные периоды вермени;
• все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;

 

• обоснование величины среднего пластового давления на дату подсчета запасов;
• сведения о режиме работы горизонта и динамике продвижения контура водоносности.

1.2.2 Объемный метод

По аналогии с подсчетом запасов  нефти объемный метод подсчета запасов  газа основан на геометрических представлениях о газоносном пласте и на данных его пористости, нефтенасыщенности и отдачи нефти. Его сущность заключается в определении объема свободного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных им объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежи.

Общая формула для объемного  метода подсчета запасов газа:

Q_г = F * h_эф.г * m * k_г * f * (P_о*α_о – P_к* α_к) * η_г

где

Q_г – извлекаемые запасы газа на дату расчета, м³;

F – площадь в пределах контура  газоносности, тыс.м²;

h_эф.г – эффективная газонасыщенная толщина, м;

m – открытая пористость, д.ед.;

f – поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям:

, где Т = 273°С, t_ст = 20°С

k_г – коэффициент газонасыщенности, д.ед.

Р – среднее абсолютное давление в залежи на дату расчета;

Р_к - остаточное абсолютное давление в залежи при давлении на устье Р_ст = 0,1 МПа;

, где  Н – глубина центра  тяжести залежи, ρ – плотность  газа по воздуху;

α, α_к - поправки на отклонение реальных газов от закона Бойля-Мариотта (поправска на сверхсжимаемость) при давлениях Р, Р_к соответственно:

, где Z коэффициент сверхсжимаемости;

 η_г – коэффициент газоотдачи.

Для подсчета запасов газа этим методом  необходима следующая информация:

• коллекторские свойства пласта;
• условия распределения в пласте газа и границы залежи;
• физические особенности газа, его поведение в процессе изменения давления и температуры;
• пластовые давления и температуру;
• химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов.

 

 

Список использованной литературы

1. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: «Недра», 1985 г., 224 с.
2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: «Недра», 1970 г., 488 с.
3. Нефтегазовая микроэнциклопедия. http://neft.academic.ru/
 

Приложения

Таблица исходных данных