26)Формула объемного метода подсчета запасов нефти. Что такое пересчетный коэффициент и плотность нефти. Методы их определения. Что такое стандартные условия?

Формулы из 24 вопроса.

Пересчетный коэф-т (Θ) или величину обратную объемному коэф-ту пластовой нефти b, вводят для приведение подсчитанных засов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэф-т пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти, либо по спец. графикам.

Плотность нефти ρн . При подсчете запасов принимают величину ρн, определенную при стандартных условиях (t=200C) в лаборатории. Для расчетов берут среднюю величину по пласту. В случае, если имеются глубинные пробы нефти в пластовых условиях, то для расчетов нужно принимать их, и пересчетный коэф-т (Θ) вводить не следует.

27)Порядок выполнения работ по подсчету запасов нефти объемным методом, основные этапы выполнения работ по подсчету запасов.

1. Сбор, обработка и обоснование исходных данных по месторождению, которые в дальнейшем сводятся вместе в рамках подсчётного плана.

2. Для подсчёта запасов объёмным методом используется следующая формула из 24 вопроса

3. Для расчёта используют средние значения наблюдённых параметров, посчитанные по одному из способов (среднее арифметическое, средневзвешенное, в т.ч. по эффективной нефтенасыщенной толщине, площади или объёму).

Основные этапы работ по подсчёту запасов:

-выполнение детальной корреляции разреза скважин;

-построение карты кровли и подошвы оцениваемого объекта.

-выделение коллекторов и определение параметра пласта, его насыщения, выделение эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, определение отметок ВНК, обоснование параметров подсчета;

-построение модели залежи и подсчёт балансовых запасов, обоснование границ категорий запасов и составление подсчётного плана.

28)Формула объемного метода подсчета запасов газа. Параметры, входящие в формулу подсчета.

Первоначальное содержание газа в коллекторе при расчете запасов по объмн методу может быть определено на основе изучения гело-х,физич-х,химич-х особенностей характеризующих газовое местор.

Для посчета зап нефти примен-т:

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление( опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

29) Понятие гнк и гвк. Что такое внутренний и внешний контур гвк? Что такое чгз, гнз, чем они отличаются?

30)Формула объемного метода подсчета запасов газа. Состав углеводородного газа. Коэффициент газонасыщенности, его отличия от коэффициента нефтенасыщенности.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление( опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

β-коэф насыщения пласта нефтью(коэф нефтенасыщения) (определение производ по данным узучения образцов пород,взятых в спец скв,вскрывающих пласт с применением раствора на нефтеной основе,либо при помощи косвенных методов. Для определения нефтенасыщенности пород используют данные геофиз-ки,т.к м/у удельн сопрот и нетенасыщ существует связь,выражающая в том что для одного и того же коллектора при прочих равных условиях с увеличение нефтенас пласта повышаеться уд сопр.

Для определения газонасыщ можно пользоваться графиком,позволяющим определить эффективную пористость ,т.е произведение β г*m( с учетом содержания связанной воды)

Составные части газов смеси являтся: метан этан пропан бутан CO2, N2 воздух… мы сталкивались в Лабе № 2

31)Формула объемного метода подсчета запасов газа. Определение и формула коэффициента сжимаемости газа. Формула поправки на сжимаемость углеводородного газа , методы ее определения. Барический коэффициент в формуле объемного подсчета запасов газа.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление( опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

Z-коэф сжимаемости газа

Z={PV/RT}

a=1/Z

для определения отклонения прир газа от закона Бойля-Мариотта при темпер 15грС получается так же выраж

n=2.26p(m+4e+8d+3e+5.5s+0.22l)/1000

n-отклонение %

p-манометрич абсолютн давл m-метан e-этан d-пропан s-сероводор l-воздух с- углекислота

подсчитав по характеру компонент-го состава газа велич n, подставляют в объемн формулу поправку

a=1+(n/100)

при высоком содержании тяж углеводо-в и при абсолютн давлении больше 100 кГ/см2 получаемые по формуле величины отклонений значительно отличаются от действительных, в этом случае приведенной формулой пользоваться не следует и рекомендуеться определять сжимаемость опытным путем в лаб-и.

32)Формула объемного метода подсчета запасов газа. Температурный коэффициент. Рассчитать температурный коэффициент при Т_пл=100С.

V=F*h*m*f(Po*αo-Pk*αk)β г*η

V-извлекаемые запасы газа на дату расчета, м3

F-S залежи в пределах продукт контура газоносности, м2

h- мощность пористой части газоносного пласта,м

m-коэф пористости

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

tст=20,T=273

Ро- начальное пластовое давление( опред глуб монометром или на устье скв после с переч к забою)

Рк-кон давлен в залежи(=0.1МПа)

αo, αk- поправ коэф для Ро и Рк на отклон УВ газов от закона Бойля-Марриота

αo=1/Z

Z-коэф сжимаемости газа

β-коэф газонасыщ пород определ по керну

η-коэф газоотдачи

f-поправка на t для приведения объема газа к стандартной темпе

f= T+tст/T+tпл

f= 273+20/273+100=0.78