Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Самарский государственный технический университет»

Институт нефтегазовых технологий
Контрольная РАБОТА

по «Основы нефтегазопромыслового дела»
Вариант 02

Руководитель работы: ____________ «____»______________2021г. Выполнил студент: Иванов Александр Викторович Специальность 21.03.01-1ИУП Курс 2 группы 2-ИНГТ-ЗФ-Д8Д ИУП Зачетка 19130511 ___________ «_____»_____________2021г.

Самара 2021

Содержание

1. Ответ на контрольные вопросы

1. Что такое упругий запас залежи?

Упругий запас– это изменение (уменьшение) порового объема пласта при изменении пластового давления до давления насыщения. Его величина определяет какое количестве нефти может быть извлечено из залежи только за счет действия природной пластовой энергии без применения дополнительных методов воздействия.

Упругий запас определяется по формуле (1) линейного закона сжимаемости пласта.

V *V ·, м³(1)

где ∆Ρ - потенциальное снижение пластового давления до начала разгазирования добываемой нефти, находится как разница между начальным пластовым давлением (_{Рпл нач} ) и давлением насыщения нефти газом (Р_нас):

_{пл нач}_нас

V_n- объем рассматриваемого элемента пласта, определяемый как произведение площади рассматриваемого элемента пласта (F) на его среднюю продуктивную мощность (толщину) (h):

V_n = F∙h, м³;

* - коэффициент упругоёмкости пласта, который показывает, какую долю объёма рассматриваемого элемента пласта составляет объём жидкости, высвободившийся из этого элемента при снижении пластового давления на единицу, находится как (2):

---

* m _ж_п, (2)

где m– пористость, д.ед.;

_ж– коэффициент упругой сжимаемости пластовой жидкости, Па^-1;

_п – коэффициент упругой сжимаемости породы, слагающей пласт, Па^-1.

2. Приведите и охарактеризуйте зависимости, используемые для определения запасов объемным методом.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода:

Qбал = F · h · m · ρн пов · α · θ (3)

Qгеол – начальные геологические запасы, кг

F – площадь нефтеносности м²

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина

m – коэффициент пористости – доли ед.

α– коэффициент нефтенасыщенности – доли ед.

ρн пов – плотность нефти в поверхностных условиях – кг/м³

θ– переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти, который находится как 1/Вн, где Вн – объемный коэффициент нефти доли. ед.
3. В чем заключается суть объемного метода определения запасов?

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: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово- геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

В 1888 году горный инженер А.М. Коншин опубликовал первую работу по подсчету запасов нефти, в которой представил результаты подсчета запасов нефти объемным методом по Ильскому и Крымскому районам Кубани. Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

---

Суть метода заключается в определении объёма ловушки, в которой заключена залежь углеводородов и определении объёма порового (пустотного) пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т.п. По существу, объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных.
4. Дайте определение запасов и ресурсов.

Количество углеводородов в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называют запасами. Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, могут содержаться скопления углеводородов, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении.

Количество углеводородов в предполагаемых залежах продуктивных, но не вскрытых бурением пластов, называют ресурсами. Оцененные ресурсы отличаются от запасов не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности.
5. Назовите и дайте определения различных видов запасов углеводородов?

Различают геологические и извлекаемые запасы. Геологические запасы - все количество нефти и газа, находящееся в залежи в пределах ВНК (ГВК), извлекаемые запасы - только то количество УВ, которое может быть поднято на поверхность. По народнохозяйственному значению запасы месторождений нефти и газа разделяются на: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в

---

настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Различают также начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата. Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы углеводородов - это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы - это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.
6. Что подразумевается под подсчетом запасов?

Подсчет запасов – это комплекс научных исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых различными методами определяется количество полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйственное значение.

Подсчетом начальных запасов завершается цикл геологоразведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения залежей, которые играют значительную роль при выборе системы разработки и неучёт которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти.
7. Что такое газовый фактор?

Отношение полученного из месторождения через скважину количества (объёма) газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м³) при тех же давлении и температуре. Это важнейший показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения. Газовый фактор при эксплуатации газонефтяных залежей и месторождений с режимом растворённого газа может достигать 800 - 900 м³/т.

2. Определение запасов нефти и упругого запаса залежи для двух вариантов геологического строения залежи

---

В разработку планируется ввести нефтяную литологически экранированную залежь площадью F тыс. м² на естественном замкнутом режиме. Согласно промысловым данным принятым при проектировании нефтенасыщенность залежи - α д.ед., пористость - m %, плотность добываемой нефти в поверхностных условиях - ρ_{н пов} т/м³, объемный коэффициент нефти - В_н, д.ед., мощность пласта - h м; начальное пластовое давление - Ρ_{пл нач} МПа, давление насыщения нефти газом - Ρ_нас МПа; коэффициент упругой сжимаемости пластовой воды - β_в 1·10^-4/МПа, коэффициент упругой сжимаемости пластовой нефти - β_н 1·10^-4/МПа,– коэффициент упругой сжимаемости породы - β_п 1·10^-4/МПа.

Необходимо:

1. 
   Выполнить оперативный подсчет начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа объемным методом, если проектный конечный коэффициент нефтеотдачи составляет КИН д.ед., газовый фактор Г - м³/т и рассчитать количество остаточных извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа через 15 лет разработки, если накопленная добыча нефти по проекту составит ΣQ_н тыс т.
   
2. 
   Определить долю извлекаемых запасов нефти, которая может быть извлечена за счет действия пластовой энергии без применения дополнительных методов воздействия;
   
3. 
   Сравнить полученное значение из п.2 с долей нефти, извлекаемой за счет действия пластовой энергии из залежи с аналогичными свойствами, но разрабатываемой на естественном упруговодонапорном режиме, если 60 % нефтенасыщенной площади приходится на чистую нефтяную зону (ЧНЗ) и 40% площади на водонефтяную зону (ВНЗ).
   

Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.
Таблица 1.

Исходные данные

Вариант	2
Площадь залежи F, тыс. м2	10468
Толщина h, м	11,9
Пластовое давление Рпл, МПа	13,9
Давление насыщения Рнас, МПа	5,1
Коэффициент сжимаемости нефти βн, ·10-4 1/МПа	12,4
Коэффициент сжимаемости породы βп, ·10-4 1/МПа	0,98
Коэффициент сжимаемости воды βв, ·10-4 1/МПа	4,6
Пористость m, %	13
Нефтенасыщенность, α д.ед.	0,82
Плотность нефти в поверхностных усл, ρн пов, т/м3	0,792
Объемный коэффициент нефти, Вн, д.ед.	1,025
Проектный конечный коэффициент нефтеизвлечения, КИН, д.ед.	0,437
Газовый фактор, Г м3/т	15,8
Накопленная добыча нефти через 15 лет, ΣQ, тыс. т	1794

---

Смотрите также файлы

• 3 Лабораторная работа 1 основы программирования в системе.pdf

• Российский государственный социальный университет практическое задание по дисциплине Уголовное право.docx

• Отчет по лабораторной работе 10 по дисциплине Теория электрических цепей.docx

• Продажа (с безналом) Пошив (с безналом).docx

• 2. измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема.docx