1. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.

Разность плотностей м/у водой и нефтью

• Δρ=200-250 кг/м³ труднорасслаемые

• Δρ=250-300 кг/м³ расслаемые

• Δρ=300-350 кг/м³ легкорасслаемые

По содержанию смол:

• <8% - слабосмолистые

• 8-28% - смолистые

• > 28%- сильносмолистые

По содержанию парафинов:

• <1,5% - слабопарафинистые

• 1,5-6%-парафинистые

• >6%-сильнопарафинистые

По содержанию асфальтенов (%):

• <1% – слабоасфальтенистые

• 1-5 %– асфельтенистые

• >5 %– сильноасфальтенистые 

2. Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа.

1. Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm k_н η_пδ / b, где Q - промышленные запасы, т; V - объем нефтенасыщенных пород, м³; k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;  η_п - коэффициент извлечения нефти, доли единицы; δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м³;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Подсчет начальных балансовых запасов газа объемным методом производится по формуле:  Qг=F·h·kп.о·kг·f ·(p0·α0/ pст·αст, где Qг — начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям (pст = 0,1 МПа и Тст = 293 K), млн. м3; F — площадь газоносности, га;  h — эффективная мощность газонасыщенной части пласта;  kп.о— коэффициент открытой пористости; kг— коэффициент газонасыщенности; p0 — начальное пластовое давление в залежи, МПа;  α0 — поправка на сжимаемость газа при начальном давлении p0 и пластовой температуре, равная 1/Z0;  αст — то же при стандартных условиях; f — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре: f = Tст/Тпл = 293 К/(273 К + tпл). 

2.Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пла­стового давления в залежи.  Qг = (Qг2 — Qг1)/(p1α1 — p2α2), где Qг1 и Qг2— добытое суммарное количество газа соответственно на первую и вторую даты; p1 и p2 — соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; α1 и α2 — поправки на сжимаемость газа соответственно при давлениях p1 и p2 .

3. Методы подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа, основанные на принципе материального баланса.

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, могут быть определены на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения пластового давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом баланс между количеством углеводородов, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ, добытых и еще оставшихся в недрах, не нарушается. В этом заключается сущность закона сохранения материи применительно к залежам УВ.

Qн,г=Qн,г_извл+Qн,г_ост.=const