Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на Тананыкском месторождении, страница 11

        По указанной зависимости, средней проницаемости пласта Б₂  Тананыкского месторождения соответствует величина коэффициента вытеснения равная 0,69.

        Для оценки объективности полученных значений коэффициента вытеснения он сопоставлялся с данными, определенными по расчетным формулам, предложенным лабораторией физики нефтяного пласта института «ПермНИПИнефть» для карбонатных и терригенных коллекторов:

        lgβ = 0.06297lgK – 0.13722 lgμ +0.00124C – 0.0266A –0.03008         (1.1)

        для карбонатных пород;

        lgβ = 0.0914lgK – 0.00043C – 0.00726A –0.10750                                 (1.2)

для терригенных пород тульских и бобриковских отложений,

где   β – коэффициент  вытеснения в долях единицы;

        К – проницаемость пород в мкм²;

        μ – вязкость пластовой нефти в мПа*с;

        С – содержание в нефти смол селикагелевых, % мас;

        А – содержание в нефти асфальтенов, % мас.

        Значение коэффициента вытеснения, определенные по формулам (1.1) и (1.2) оказались равными для пласта Б₂  - 0,69.

        Это показывает сходимость результатов лабораторных исследований коэффициента вытеснения нефти водой, институтами «Гипровостокнефть» и «ПермНИПИнефть» и в определенной степени подтверждает объективность оценок.

        Значения коэффициента вытеснения нефти водой, рекомендуемые для продуктивного пласта Б₂  Тананыкского месторождения равен 0,69.

        Фазовые проницаемости и смачиваемость в лабораторных условиях не определялась.

1.7.2. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа пласта Б₂  объемным методом

Расчет балансовых запасов нефти производится объемным методом по формуле:

Q_бал=F*h*m*K_н*p_пов*Q;  [тыс.т.],                                                    (1.3)

где   F – площадь нефтеносности, м²;

        h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

        m – коэффициент пористости, д.ед;

        К_н – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед;

        p_пов – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

        Q - пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные.

        Исходные данные для расчета балансовых и извлекаемых запасов нефти приведены в табл. 1.8.

        Таблица 1.8

        Исходные данные для расчета балансовых и извлекаемых запасов нефти

        Балансовые запасы нефти составляют

   Q_бал= 15570*6,1*0,21*0,88*0,931*0,944 = 15432 тыс.т.

Расчет извлекаемых запасов нефти :

   Q_изв = Q_бал * К_отд  ;                                                                              (1.4)

где К_отд – коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.

   Q_изв=15432*0,3=4630 тыс.т.;

Расчет балансовых запасов газа:

Y^нач_{бал.газ} = Q^нач_бал * Г;                                                                        (1.5)

где Г – пластовый газовый фактор, м³/т.

Y^нач_{бал.газ}=15432*23,7=365738 тыс.м³

Расчет извлекаемых запасов газа:

Y^нач._{изв.газ} = Q^нач._изв. * Г;                                                                       (1.6)