Подсчет запасов растворенного в нефти газа

Геологические запасы растворенного в нефти газа при водонапорном

режиме, обеспечивающем при разработке превышение пластового давления над давлением насыщения нефти газом, подсчитываются по формуле:

 

,

 

где - геологические запасы растворенного газа;

- начальные геологические запасы нефти;

- газовый фактор (начальный).

 

Извлекаемые запасы газа равны:

 

,

 

где КИН – коэффициент извлечения нефти.

При подсчете извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для залежей с неводонапорными режимами применяется уравнение:

 

,

 

где - извлекаемые запасы нефти, т;

- начальный газовый фактор, м³/т;

- неизвлекаемые запасы нефти, т;

- извлекаемые запасы нефти при пластовых условиях (объем порового пространства, освобожденного за счет добычи извлекаемых запасов нефти), т;

- остаточное количество газа на 1 т нефти при остаточном пластовом давлении, (обычно 10 атм), м³ /т;

- остаточное пластовое давление к концу разработки (принимаются равным 10 атм).

Таким образом, потери растворенного газа в недрах состоят из остаточного количества газа в неизвлекаемой из пласта нефти при остаточном пластовом давлении (10 ат) и свободного газа, выделившегося из нефти и заполнившего поровое пространство, которое освободилось в результате добычи нефти.

При оценке запасов газа, растворенного в нефти, необходим отбор глубинных проб нефти и тщательное изучение газового фактора как при начальном пластовом давлении, так и при снижении его до уровня в конце разработки залежи.