Методика объёмного метода подсчёта запасов нефти и газа в нефтяной залежи

Контрольные вопросы

1)   Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа. Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти или их частей.

2) Результаты разведочного этапа одновременно отражают конечные результаты геологоразведочных работ. Эффективность разведки месторождений зависит от геологических и др. природных факторов, объема и достоверности информации, полученной на поисковом этапе, а также в большой мере от методики, техники и организации разведочных работ. Особенно сильно эффективность разведочных работ зависит от концентрации запасов месторождений.

3) залежи УВ изучаются  в статическом состоянии как  природные геологические объекты.  Целями такого изучения являются  технико-экономические обоснование  ценности залежи, получение необходимой геолого-промысловой информации для проектирования разработки и геологического обоснования системы и показателей будущей разработки.

4) Запасы нефти и  газа , подсчитанные для площадей, расположенных в пределах нефтегазоносных  областей (провинций) по горизонтам, продуктивность которых установле на  других месторождениях, а в пределах данной площади предполагается на основе благоприятных геологических и геофизических данных.

5)Под геологическими  запасами газа принимается все  количество нефти, находящееся в залежи в пределах контура газоносности .

6) Извлекаемые запасы  нефти, конденсата, нефтяного газа  и содержащихся в них ценных  компонентов, коэффициенты извлечения  их из недр подсчитываются  и представляются в ГКЗ СССР  одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.

7) Подсчет запасов  и оценка ресурсов нефти, газа  и конденсата основывается на  детальном изучении недр и  синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков,  разведки и разработки залежей.

8) Коэффициент нефтеотдачи  - это величина относительная, выраженная в долях единиц или в процентах и показывающая какая часть от начальных балансовых запасов нефти извлечена или может быть извлечена из залежи Кн=Qизвлеч/Qнач.

9)Q_{г бал} = F× h × m× y × b  × f , Qг бал. – геологические балансовые запасы нефти в тыс. тонн;F – площадь нефтеносности, м2 (по ВНК);hэф. – эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m – открытая пористость, доли единицы; γ – плотность нефти, кг/м3; в – нефтенасыщенность, доли единицы; f – коэффициент усадки, доли единицы (поправка для перевода объёма нефти из пластовых условий в поверхностные).

10) Vбал. нач. = Qг бал.  × Г, где   Г – газовый  фактор по пласту, нм³/т.

12) Нефтяная залежь  обычно подстилается водой: законтурной  (за внешним контуром нефтегазоносности)  или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с водой (песчаная линза). Основные параметры нефтяной залежи: площадь, эффективная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность коллектора, пластовая температура, давление, высотное положение водонефтяного контакта. По запасам нефтяные залежи подразделяют на: уникальные (свыше 300 млн. т), гигантские (от 100 до 300 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (до 10 млн. т) и непромышленные. Кроме того, нефтяные залежи характеризуют по строению коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный); по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, стратиграфически, тектонически, гидродинамически экранированные и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-групповому её составу; количеству и составу растворимого в ней газа и других компонентов.