Исходные данные для расчета начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

№№ п/п	Параметры	Обозначение	Единицы измерения	Значения
1.	Площадь нефтеносности залежи	F	м2	5267
2.	Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи	h	м	11,145
3.	Коэффициент пористости	m	д.ед.	0,21
4.	Коэффициент нефтенасыщенности	α	д.ед.	0,757
5.	Плотность нефти в поверхностных условиях	ρпов.н.	т/м3	0,826
6.	Переводной коэффициент из пластовых условий в поверхностные	θ	д.ед.	0,915
7.	Газовый фактор	Г	т/м3	38,7
8.	Коэффициент нефтеотдачи	Котд.	Д.ед.	0,585
9.	Добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату	Q доб	тыс.т.	3113,36

 

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода:

Q _{нач геол} = F ∙ h ∙ m ∙ ρ _повн ∙ α ∙ θ.

Начальные геологические запасы нефти:

1) Q _{нач геол} = 5267 ∙ 11,145 ∙ 0,21∙ 0,826 ∙ 0,757 ∙ 0,915 = 7053 тыс.т.

2) Начальные звлекаемые запасы нефти:

Q _{нач извл} = Q _{нач геол} ∙ К_отд,

Q _{нач изв} = 7053 ∙ 0,585 = 4126 тыс.т.

3) Остаточные геологические запасы нефти составят:

Q _{ост геол} = Q _{нач геол} – Q _доб ,

Q _доб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату – 3113,36 тыс.т.

Q _{ост геол} = 7053 – 3113,36 = 3939,64 тыс.т.

4) Остаточные извлекаемые запасы нефти:

Q _{ост извл .} = Q _{нач извл} – Q _доб ,

Q _{извл.ост. неф} = 4126 – 3113,36 = 1012,74 тыс.т.

5) Начальные геологические запасы газа:

V _{нач геол.} = Q _{нач геол.} ∙ Г,

V _{нач геол.} = 7053 ∙ 38,7 = 273 млн.м³.

6) Начальные извлекаемые запасы газа:

V _{нач.изв} = Q _{нач.изв} ∙ Г,

V _{нач.изв} = 4126 ∙ 38,7 = 159,7 млн.м³.

7) Остаточные балансовые запасы газа:

V _{ост. геолог газа} = Q _{ост геол} ∙ Г,

V _{бал.ост.газа} = 3939,64 ∙ 38,7 = 152,46 млн. м³.

8) Остаточные извлекаемые запасы газа:

V _{ост. извл газа} = Q _{ост извл .} ∙ Г,

Q _{извл.ост.газа} = 1012740 ∙ 38,7 = 39,19 млн.м³.

Подсчитанные и остаточные запасы нефти по пласту представлены в виде таблицы 1.2.

Таблица 1.2.

Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту

Запасы нефти, тыс. т.				Запасы газа, млн.м3
Геологические		Извлекаемые		Геологические		Извлекаемые
Нач.	Остат.	Нач.	Остат.	Нач.	Остат.	Нач.	Остат.
7053	3939,64	4126	1012,74	273	152,46	159,7	39,19

Приложение 1

Исходные данные для расчета начальных, остаточных, балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

и прогноза показателей разработки

№ варианта	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Плотность пластовой воды, г/см3	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16
Плотность пластовой нефти, г/см3	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856	0,856
Накопленная добыча нефти, тыс. т	717	834	844	736	720	950	728	874	946	960	1264	564	1064	1136	1082
Площадь нефтеносности залежи, м2	3500	3850	3950	3750	3550	4200	4200	4390	4259	4410	4510	2780	4000	3700	3560
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,3	3,9	4,13	3,77	3,45	4,6	4,05	4,3	3,9	4,27	5,9	6	6,05	5,8	5,7
Коэффициент пористости, д. ед	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21	0,21
Коэффициент нефтенасыщенности,  д. ед	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757	0,757
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878	0,878
Переводной коэффициент из пластовых условий в поверхностные	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915
Газовый фактор, м3/т	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7	38,7
Коэффициент нефтеотдачи, д. ед	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585

 

---

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 4050; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!