Коэффициент пористости.
Подсчет запасов нефти пласта Тл2а Кунгурского месторождения Пермской области
В соответствии с этими результатами? н для подсчета запасов по пласту Тл2а принята величина равная 0,919 т/м3. Значение средневзвешенного Кн в пласте Тл2а равен 74,60%, переводим в доли единицы: 74,60% *0,01= 0,746 дол. ед. Значение К открытой пористости в пласте Тл2а равен 13,27%, переводим в доли единицы: 13,27% *0,01 =0,132 дол.ед. Определение К открытой пористости проводилось по керну… Читать ещё >
Коэффициент пористости. Подсчет запасов нефти пласта Тл2а Кунгурского месторождения Пермской области (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Определение К открытой пористости проводилось по керну и данным ГИС (см. таблицу 4.3.1 в главе 4.3).
Для подсчета запасов на месторождении 7 значение пористости принималось как средневзвешенное по мощности и определялось по формуле:
Кп ср вз h=УhiKпi /Уhi
hi — мощность проницаемого прослоя, м;
Кпi — коэффициент открытой пористости в данном прослое, %;
?hi — суммированная мощность всех прослоев в пласте, м;
Значение К открытой пористости в пласте Тл2а равен 13,27%, переводим в доли единицы: 13,27% *0,01 =0,132 дол.ед.
Коэффициент нефтенасыщенности
коэффициент нефтенасыщенности определялся по керну и по геофизическим данным.
По ГИС нефтенасыщенность терригенных отложений визейского яруса определялась по данным электрометрии с использованием зависимостей Рп = f (Кп), Рн = f (Ков).
Для подсчета запасов Кн как и Кп принимаются как средневзвешенные по разрезу и по площади и определяется по аналогичной формуле:
Кнср.вз.=?hi*Kнi/?hi.
hi — мощность проницаемого прослоя, насыщенного нефтью, м;
Кнi — коэффициент нефтенасыщения в данном прослое, %;
?hi — суммированная мощность всех нефтенасыщенных прослоев в пласте, м;
Значение средневзвешенного Кн в пласте Тл2а равен 74,60%, переводим в доли единицы: 74,60% *0,01= 0,746 дол. ед.
Плотность нефти
Для подсчета запасов нефти по месторождению 11 использовались значения плотности нефти (?н), установленные по результатам отбора и исследования глубинных проб 0,919 гр/см3. Для подсчета запасов плотность измеряется в т/м3, чтобы перевести нежно: 1 кг = 1000 г = 10-3 кг= 10-6 тонн; 1 см3=1*10(-6) м3 = 10-6 м3. получается 0,919 г/см3 = 0,919*10(-6)/(1*10(-6)) т/м3 = 0,919 т/м3
В соответствии с этими результатами ?н для подсчета запасов по пласту Тл2а принята величина равная 0,919 т/м3.
Пересчетный коэффициент от пластовых условий к поверхностным
Пересчетный коэффициент () учитывает уменьшение объема товарной нефти по сравнению с пластовой, вследствие ее дегазации при снижении давления до атмосферного.
и = 1/b,.
где b=1,085, он получен по результатам отбора и исследования глубинных проб.
Отсюда и = 0,922.