Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Начальные балансовые запасы нефти


Методы подсчета начальных балансовых и извлекаемых запасов растворенного в нефти газа, конденсата, этана, пропана, бутанов и полезных компонентов

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ

Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q н.н. и начальному газосодержанию Го, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

 

Q н.г. = Q н.н.. Го

 

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:

 

Q г.и. = Q н.и.. Го

 

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА

 

Конденсат, содержащийся в газоконденсатных залежах, выделяется в жидкую фазу при снижении давления ниже точки росы. Точкой росы называется температура, при которой охлажденный газ при постоянном влагосодержании становится насыщенным водяными парами и из него начинается конденсация влаги.

Методы подсчета запасов конденсата, а также бутанов, пропана и этана определены «Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа» и «Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе».

При определении запасов конденсата учитывается стабильный конденсат, состоящий из жидких при стандартных условиях углеводородов С 5 + высш (пентанов и вышекипящих). Балансовые запасы стабильного конденсата находятся по потенциальному содержанию его в составе пластового газа и запасам пластового газа. Состав пластового газа определяется по пробам газа и сырого конденсата, а также по замерам конденсатогазового фактора (КГФ) из двух-трех скважин, наиболее продуктивных на исследуемой залежи.

При температурах сепарации, равных температуре окружающего воздуха или ниже ее, состав пластового газа определяется путем одноступенчатой сепарации. Расчет состава пластового газа приведен в таблице 3.

Таблица 3 Расчет состав пластового газа газоконденсатного месторождения

Компо ненты -

Газ сепарации

Газ дегазации

Газ дебутанизации

С5+ высшие в дебута-

Суммар-ное содерж.

Состав пласт газа в

 

мольная доля,

%

г-моли

мольная доля,

%

г-моли

мольная доля,

%

г-моли

низиров. конд-те, г/моль

каждого комп-та, г/моль

мольных долях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

СН4

87,18

871,8

61,23

11,32

-

-

-

883,12

85,12

С2Н6

4,80

48

18,43

3,4

0,94

0,03

-

51,43

4,96

С3Н8

1,41

14,1

12,76

2,36

29,08

0,83

-

17,29

1,67

i-С4Н10

0,21

2,1

1,99

0,37

19,12

0,54

-

3,01

0,29

n-C4h20

0,34

3,4

3,15

0,58

39,41

1,13

-

5,11

0,49

С5+высшие

0,40

4,0

1,94

0,36

11,45

0,33

15,31

20,00

1,49

Н2S

5,06

50,6

-

-

-

-

-

50,60

4,88

CO2

0,60

6,00

0,50

0,09

-

-

-

6,09

0,59

Итого:

100

1000

100

18,48

100

2,86

15,31

1036,65

100

 

Начальные балансовые запасы стабильного конденсата в тыс. т подсчитываются с учетом начальных балансовых запасов свободного (пластового) газа в залежи Qго и начального потенциального содержания конденсата П:

 

Qко = Qго П

 

Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата П складывается из содержаний С 5 + высш в сыром конденсате (К) и отсепарированном газе (L) из расчета на 1 м 3 пластового газа:

 

П = К + L

 

Извлекаемые запасы стабильного конденсата зависят от величины его потерь за весь срок разработки залежи. Разработка газоконденсатных залежей обычно ведется со снижением пластового давления.

Величина начальных извлекаемых запасов стабильного конденсата определяется с помощью коэффициента извлечения kи.к, равного отношению разности величины начального потенциального содержания конденсата П и его пластовых потерь q п.пл к начальному пластовому содержанию П:

 

kи.к = ( П - q п.пл ) / П

 

Начальные извлекаемые запасы конденсата Qк.и равны произведению начальных балансовых запасов стабильного конденсата Qко на коэффициент извлечения kи.к:

 

Qк.и = Qко  kи.к

 

ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ, СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ

 

Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м3. Указанная концентрация этана - минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9 %. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5 %, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. т производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов Пкомп. в г/м3 в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе е комп / 100 на его плотность r комп при 0,1 МПа и 20°С (см. табл. 3):

 

Пкомп. = е комп r комп / 100

 

Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента Q комп (в тыс. т) в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание Пкомп (в г/м3) умножить на балансовые запасы свободного газа в млрд. м3 в залежи:

 

Q комп = Q н.г. / Пкомп

 

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа, и содержащихся в них компонентов, приведены в табл. 3.

Таблица 4 Основные физические характеристики компонентов природных газов

Параметр

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

СО2

Н2S

N2

Критическое давле-ние Ркр, МПа

4,73

4,98

4,34

3,87

7,38

9,18

3,46

Критическая темпера-тура Ткр. К

191,1

305,4

370,0

425,2

304,2

373,6

126,2

Плотность при

0,1 МПа и 20°С, г/м3

668

1251

1834

2418

1831

1431

1166

Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода. Балансовые запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на 0,94 - отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода M Н2S:

 

Q (s2) н = Q н ( н2 s) (Аs / M Н2S)

 

Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:

 

Q(co2; N2)н = Q г.н. l (co2; N2) / 100

 

Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м3.

 

oilloot.ru

Добыча нефти и газа

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ

Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q н.н. и начальному газосодержанию Го, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

 

Q н.г. = Q н.н.. Го

 

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:

 

Q г.и. = Q н.и.. Го

 

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА

 

Конденсат, содержащийся в газоконденсатных залежах, выделяется в жидкую фазу при снижении давления ниже точки росы. Точкой росы называется температура, при которой охлажденный газ при постоянном влагосодержании становится насыщенным водяными парами и из него начинается конденсация влаги.

Методы подсчета запасов конденсата, а также бутанов, пропана и этана определены «Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа» и «Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе».

При определении запасов конденсата учитывается стабильный конденсат, состоящий из жидких при стандартных условиях углеводородов С 5 + высш (пентанов и вышекипящих). Балансовые запасы стабильного конденсата находятся по потенциальному содержанию его в составе пластового газа и запасам пластового газа. Состав пластового газа определяется по пробам газа и сырого конденсата, а также по замерам конденсатогазового фактора (КГФ) из двух-трех скважин, наиболее продуктивных на исследуемой залежи.

При температурах сепарации, равных температуре окружающего воздуха или ниже ее, состав пластового газа определяется путем одноступенчатой сепарации. Расчет состава пластового газа приведен в таблице 3.

Таблица 3 Расчет состав пластового газа газоконденсатного месторождения

Компо ненты -

Газ сепарации

Газ дегазации

Газ дебутанизации

С5+ высшие в дебута-

Суммар-ное содерж.

Состав пласт газа в

 

мольная доля,

%

г-моли

мольная доля,

%

г-моли

мольная доля,

%

г-моли

низиров. конд-те, г/моль

каждого комп-та, г/моль

мольных долях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

СН4

87,18

871,8

61,23

11,32

-

-

-

883,12

85,12

С2Н6

4,80

48

18,43

3,4

0,94

0,03

-

51,43

4,96

С3Н8

1,41

14,1

12,76

2,36

29,08

0,83

-

17,29

1,67

i-С4Н10

0,21

2,1

1,99

0,37

19,12

0,54

-

3,01

0,29

n-C4h20

0,34

3,4

3,15

0,58

39,41

1,13

-

5,11

0,49

С5+высшие

0,40

4,0

1,94

0,36

11,45

0,33

15,31

20,00

1,49

Н2S

5,06

50,6

-

-

-

-

-

50,60

4,88

CO2

0,60

6,00

0,50

0,09

-

-

-

6,09

0,59

Итого:

100

1000

100

18,48

100

2,86

15,31

1036,65

100

 

Начальные балансовые запасы стабильного конденсата в тыс. т подсчитываются с учетом начальных балансовых запасов свободного (пластового) газа в залежи Qго и начального потенциального содержания конденсата П:

 

Qко = Qго П

 

Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата П складывается из содержаний С 5 + высш в сыром конденсате (К) и отсепарированном газе (L) из расчета на 1 м 3 пластового газа:

 

П = К + L

 

Извлекаемые запасы стабильного конденсата зависят от величины его потерь за весь срок разработки залежи. Разработка газоконденсатных залежей обычно ведется со снижением пластового давления.

Величина начальных извлекаемых запасов стабильного конденсата определяется с помощью коэффициента извлечения kи.к, равного отношению разности величины начального потенциального содержания конденсата П и его пластовых потерь q п.пл к начальному пластовому содержанию П:

 

kи.к = ( П - q п.пл ) / П

 

Начальные извлекаемые запасы конденсата Qк.и равны произведению начальных балансовых запасов стабильного конденсата Qко на коэффициент извлечения kи.к:

 

Qк.и = Qко  kи.к

 

ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ, СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ

 

Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м3. Указанная концентрация этана - минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9 %. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5 %, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. т производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов Пкомп. в г/м3 в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе е комп / 100 на его плотность r комп при 0,1 МПа и 20°С (см. табл. 3):

 

Пкомп. = е комп r комп / 100

 

Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента Q комп (в тыс. т) в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание Пкомп (в г/м3) умножить на балансовые запасы свободного газа в млрд. м3 в залежи:

 

Q комп = Q н.г. / Пкомп

 

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа, и содержащихся в них компонентов, приведены в табл. 3.

Таблица 4 Основные физические характеристики компонентов природных газов

Параметр

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

СО2

Н2S

N2

Критическое давле-ние Ркр, МПа

4,73

4,98

4,34

3,87

7,38

9,18

3,46

Критическая темпера-тура Ткр. К

191,1

305,4

370,0

425,2

304,2

373,6

126,2

Плотность при

0,1 МПа и 20°С, г/м3

668

1251

1834

2418

1831

1431

1166

Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода. Балансовые запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на 0,94 - отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода M Н2S:

 

Q (s2) н = Q н ( н2 s) (Аs / M Н2S)

 

Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:

 

Q(co2; N2)н = Q г.н. l (co2; N2) / 100

 

Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м3.

 

oilloot.ru

Начальный балансовый запас - нефть

Начальный балансовый запас - нефть

Cтраница 4

На момент достижения 98 % - ной обводненности увеличение нефтеотдачи достигает 5 6 %, а при доотмыве с 90 % - ной обводненностью - 4 8 % от начальных балансовых запасов нефти. При вытеснении оторочкой раствора примерно на 5 % увеличивается безводная нефтеотдача. До момента т 0 85 доля нефти в продукции достаточно велика. Как и для месторождений с повышенной вязкостью нефти, закачка растворов полимеров в начальной стадии разработки заметно снижает темп заводнения вследствие уменьшения приемистости нагнетательных скважин.  [46]

Добрыниным расчет начальных балансовых запасов нефти, а также более поздние расчеты других исследователей по ряду месторождений Башкирии, Белоруссии, Чечено-Ингушской АССР, Грузии и других районов Советского Союза показывают, что методика В.М. Добрынина дает сравнительно хорошие результаты при подсчете начальных балансовых запасов нефти по мелким и средним залежам нефти как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.  [47]

К методам второй группы ( объемным методам) относят метод оценки конечной нефтеотдачи с использованием графических зависимостей текущей нефтеотдачи от степени выработки запасов и заводненного объема пласта ( Ю. П. Гаттенбергер, М. М. Брыкина), метод изохрон обводнения ( М. Л. Сургучев), включающий построение графических зависимостей коэффициентов охвата заводнением залежи и нефтеотдачи от безразмерного времени ( накопленная добыча жидкости, выраженная в процентах от начальных балансовых запасов нефти), и др. Эти методы отличаются сложностью и трудоемкостью работ, невысокой точностью определения заводненных площадей или объемов.  [48]

Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 31 приведены характеристики вытеснения. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой.  [49]

Способ определения заводненного объема залежи и остаточной нефтенасыщенности в нем применяется при большом числе скважин, в которых геофизическими и гидродинамическими ( дебитомерами) исследованиями можно выделить заводненную и нефтенасыщенную толщины пласта, с тем чтобы построить карту заводненных толщин. По этой карте определяются заводненный объем пласта и начальные балансовые запасы нефти в нем. Разница между этими запасами и всей накопленной добычей нефти из залежи представляет остаточные ( неизвлекаемые) запасы нефти в заводненном объеме, а отношение их к объему пор заводненной части пласта - остаточную нефтенасыщенность в заводненном объеме залежи.  [50]

Авторы берут на себя смелость утверждать, что в области создания и апробации новых методов увеличения нефтеотдачи пластов отечественная наука прочно занимает передовые рубежи. При этом воздействием охвачено более 5 млрд. т начальных балансовых запасов нефти.  [51]

Отношение добытого на определенную дату количества нефти за счет заводненной части пласта к начальным балансовым запасам нефти в этом объеме ( близк.  [52]

Таким образом, исходя из определенного по данным промыслово-геофи-зических исследований значения проницаемости и его соответствия одному из принятых диапазонов проницаемостей для каждого пласта устанавли-ется литотип коллектора по проницаемости. Эти карты, представляющие собой зоны распространения типов коллекторов с разной проницаемостью, используются для подсчета начальных балансовых запасов нефти раздельно по каждому типу.  [53]

Наиболее удовлетворительные результаты вычисления вошедшей в пласт воды дает метод, предложенный А. Ф. Ван Эвер-дингеном и В. Херстом ( 1949 г.), который, однако, требует знания отдельных параметров формулы объемного метода, начальных балансовых запасов нефти, вычисленных с помощью объемного метода, и некоторых других параметров, определение которых представляет значительные трудности.  [54]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Оценка начальных балансовых запасов нефти методом материального баланса (Часть 3 Отчёта о научно-исследовательской работе)

3. ОЦЕНКА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕТОДОМ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

3.1 Залежь нефти IV пачки задонского горизонта

            Залежь IV пачки межсолевых отложений Речицкого месторождения введена в разработку 1 мая 1965 года скважиной 8, в которой из верхней части разреза этой пачки получен фонтан нефти. Начальное пластовое давление, приведенное к принятой абсолютной отметке ВНК – 2088 м, составило 26,8 МПа. До 1971 года скважина эксплуатировалась фонтанным способом. Средний дебит нефти за этот период ее эксплуатации составил 113 т/сут, а в отдельные месяцы отборы из скважины достигали 200 т/сут. В течение этого периода в скважине осуществлялся регулярный контроль за состоянием пластового давления, что позволяет четко представить картину поведения во времени пластового давления как в этой скважине, так и в залежи в целом (рис. 3.1.1). 

            К началу 1968 года в эксплуатацию были введены целый ряд скважин (12, 15, 19, 22, 34, 56, 63, 64), в которых начальные пластовые давления оказались ниже начального пластового давления в залежи и достаточно близкими к текущему пластовому давлению в скважине 8. Более того, даже в скважинах, расположенных в приконтурной зоне (18, 26, 27, 66), начальные пластовые давления так же оказались близкими к текущему пластовому давлению как скважины 8, так и других добывающих скважинах (рис. 3.1.1).

            В декабре 1966 года в скважину 18 была организована закачка воды, что позволило в 1967 году уменьшить темпы снижения пластового давления в залежи, а к  концу 1968г уже наметилось повышение пластового давления в добывающих скважинах 34, 15, 8 и др.

            Результаты начального периода разработки залежи IV пачки позволяют сделать два важных заключения:

-  Снижение пластового давления в залежи и, особенно, в приконтурной водоносной зоне в связи с отборами нефти, свидетельствуют об отсутствии внедрения воды в залежь из законтурной области и о развитии в залежи упругого режима.

-  Общая тенденция поведения пластового давления в скважинах, расположенных на различных участках залежи свидетельствуют о наличии гидродинамической связи всех участков залежи и, вероятно, вовлечении в разработку на упругом режиме всех начальных балансовых запасов нефти.     

Все это позволяет рассчитывать на возможность использования метода материального баланса для оценки начальных балансовых запасов нефти. Однако, возможность эта ограничивается тем, что достоверный баланс добычи нефти и закачки воды по этой залежи может быть выполнен лишь на начало 1968 года, поскольку в последующее время стали практиковаться как совместное вскрытие и эксплуатация IV и VIII+IX пачек (скв. 44, 45, 32), так и приобщение к IV пачке VIII в нагнетательной скважине 26 и др.  

Имеющиеся материалы по поведению пластового давления в скважинах и в залежи в целом во времени (рис. 3.1.1), добычи нефти и закачки воды позволяют построить зависимость поведения пластового давления в залежи от некомпенсированного закачкой отбора нефти. Использованные нами для этого данные и сама зависимость представлены на рис. 3.1.2. Зависимость эта оказалась прямолинейной, что подтверждает уже сделанные нами заключения об изолированности залежи и упругом режиме ее разработки.

Оценка начальных балансовых запасов нефти залежи IV пачки произведена по известной формуле упругого режима

 ,

где  - начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.,

       - некомпенсированный закачкой отбор нефти при снижении пластового давления в залежи на 1 МПа, тыс.т/МПа,

       - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа-1, определенный по формуле

,

где , - коэффициенты сжимаемости нефти, воды, породы, соответственно, 10-4*МПа-1,

    - коэффициенты нефтенасыщенности и пористости, соответственно, доли ед.

В таблицах 3.1.1,3.1.2 и 3.1.3 представлены все данные для оценки и проведена сама оценка начальных балансовых запасов нефти IV пачки по состоянию  разработки залежи на 01.01.67г, 01.07.67г и 01.01.68 г.

Наиболее надежной нам представляется оценка, выполненная по состоянию разработки залежи на 01.01.68г, поскольку она основывается на наиболее длительном периоде разработки, наибольшей величине снижения пластового давления и наибольшей величине коэффициента сжимаемости нефти (рис. 3.1.3).

В этом случае начальные балансовые запасы нефти оцениваются:

Эта оценка начальных балансовых запасов нефти залежи IV пачки межсолевых отложений существенно превышает величину запасов, числящихся в настоящее время на балансе ПО «Белоруснефть» (9091 тыс. т), но она (наша оценка) практически совпадает с величиной числившихся по этой залежи начальных балансовых запасов в 1969-1985 годах.

vunivere.ru


Смотрите также