Структура запасов нефти на месторождении

Структура запасов нефти на месторождении

КИГ по запасам природного газа - 0,9,

КИН по запасам нефти устанавливается равным 0,3

Принцип приведения ресурсов к условным запасам С1 при оценке лицензионных участков.

Оценка и сравнение лицензионных участков

Подсчет запасов газа растворенного в нефти

• Подсчет запасов газа растворенного в нефти производится по насыщенности нефти газом на дату расчета

• Начальные балансовые запасы газа Qг.ро, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q0 и начальному газосодержанию r0, определенному по пластовым пробам нефти при их дифференциальном разгазировании:

Qг.ро = Q0 r0

Новая классификация запасов УВС (проект 2005-2009г). С 2012г.

Извлекаемые запасы подразделяются на:

• технически извлекаемые запасы - максимальное количество УВС, которое может быть добыто из залежи (месторождения) с использованием доступных технологий при рекомендуемой системе разработки.

• рентабельные извлекаемые запасы - часть технически извлекаемых запасов, которые недропользователь планирует добыть в рамках оптимальных проектных решений при реалистичных предположениях относительно прогнозных цен реализации продукции. Эти запасы соответствуют прогнозному объему добычи нефти и газа за рентабельный срок эксплуатации месторождения (залежи).

• По экономической эффективности запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты подразделяются на три группы - рентабельные, условно-рентабельные и нерентабельные. Критерием выделения групп запасов является величина чистого дисконтированного дохода.

Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата:

КИК по запасам газового конденсата - 0,3;

МЗ — балансовые запасы пластовой нефти в пластовых условиях, т; mв — масса воды в дренируемой зоне пласта на конец разработки, т; ω — обводненность продукции на конец разработки, доли ед.; mп — масса подвижной нефти, т; mиз — масса извлекаемых запасов нефти, т; mнз — масса неизвлекаемой подвижной нефти, т; mс — масса сорбированной и структурированной нефти, т; mц — масса нефти, оставшейся в целиках, т.

• Геологические запасы нефти – объем по эффективной пористости и начальной нефтенасыщенности

• Подвижная нефть – часть пластовой нефти, способная двигаться по пласту в результате влияния внешних воздействий. Определяется разницей в начальной и остаточной нефтенасыщенностях. Характеризуется коэффициентом вытеснения.

• Извлекаемая подвижная нефть – определенная часть подвижной нефти, которая может быть добыта из пласта в результате производственной деятельности с учетом экономических и технологических ограничений.

• Неизвлекаемая подвижная нефть – часть подвижной нефти, которая не будет добыта из пласта с применением используемых технологий по экономическим и технологическим ограничениям.

КИН

• Коэффициент извлечения нефти (КИН)-суммарный объем нефти добытый за весь срок разработки месторождения относительно начальных геологических запасов.

•

• КИН = Квытеснения * Кохвата

•

• Квытеснения – доля первоначального объема нефти в единице объема пласта (керне), которая вытеснена рабочим агентом при бесконечной промывке (до неснижаемой остаточной нефтенасыщенности). Значения этого коэффициента: 0,4-0,8

• Кохвата – доля объема пласта, промытого вытесняющим агентом к моменту «полной» обводненности скважин (98-99%). Значения этого коэффициента 0,5-0,9

К охвата =Ксетки скважин (соты)*Кзаводнения

Кзаводнения=Vн98%/Vбал.зап К охв=КИН/Квыт

• Диапазон достигаемого КИН:

от 0,4х0,5= 0,2 до 0,8х0,9= 0,72

Дата добавления: 2014-01-20