Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по балансовым запасам нефти и начальному газосодержанию

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по балансовым запасам нефти и начальному газосодержанию, определенному по пластовым пробам:

Q_{бал.г.р..} = Q_бал.н r, (8)

где Q_{бал.г.р..} - балансовые запасы газа, растворенного в нефти, м³;

Q_бал.н. - балансовые запасы нефти, т;

r – газосодержание, м³/т.

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режиме пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи, с чем величина газового фактора постоянна. Поэтому извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются извлекаемыми запасами нефти и газосодержанием:

Q_{изв.г.р..} = Q_изв.н r, (9)

где Q_{изв.г.р..} - извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м³;

Q_изв.н. – извлекаемые запасы нефти, т;

r – газосодержание, м³/т.

Классификация месторождений нефти и газа по величине запасов.

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

1) уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

2) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;

3) средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд. м3 газа;

4) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд. м3 газа;

5) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.