Геологические запасы - запасы нефти и газа, обусловленные геологическим строением залежи, полученные на основании геофизических и геологических данных. Геологические запасы делятся на 2 группы: 1) балансовые запасы – те запасы, разработка которых экономически целесообразна в настоящее время; 2) забалансовые – запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но они м.б. рассмотрены в качестве объекта разработки в дальнейшем. Для подсчета запасов нефти применяются следующие методы:
1) Объемный метод – основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические параметры нефтеносного пласта и пористость слагающих пород.
Числовые значения коэффициентов определяются на основе геолого-промыслового изучения пласта и данных лабораторных исследований. Для определения объема пласта (F*h) в пределах установленных границ нефтеносности планиметром (на плане) определяют площадь, а по пробуренным скважинам среднюю вертикальную эффективную мощность.
2) Статистический метод – основан на статистических связях между предыдущим и последующим дебитами скважины, позволяющие путем построения кривых производительности определить темп падения дебита от начала до конца «жизни» скважины.
3) Метод материального баланса – основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от динамики давления в процессе разработки в связи с отбором жидкости. Вывод уравнения материального баланса основан либо на изучении баланса между первоначально содержащимися углеводородами в недрах и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе разработки залежи.
Запасы газа:
1) Объемный метод:
– поправка на температуру.
αнач, αкон – поправки на изменение свойств газа. α=1/z
,
F- площадь газоносности залежи в м2; h- средневзвешенная эффективная мощность пласта в м; m- средневзвешенная по объему газовой залежи пористость; Рн- первоначальное пластовое давление в кгс/см2; zн- коэффициент сверхсжимаемости при давлении Рн; αг-коэффициент газонасыщенности порового пространства.
2) метод падения пластового давления:
Поможем написать любую работу на аналогичную тему