как посчитать площадь нефтеносности

Видео:Карта ВНК и эффективной толщины Геология нефти и газа часть 2 Ильдар ИбрагимовСкачать

Добыча нефти и газа

Видео:Пример подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объемным методомСкачать

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Видео:🆗 КАК РАССЧИТАТЬ | ПЛОЩАДЬ СТЕН❓Скачать

Подсчет запасов нефти и свободного газа на разных стадиях изученности залежей в коллекторах порового типа

К коллекторам порового типа относятся преимущественно терригенные и частично карбонатные коллекторы.

К настоящему времени наиболее изучены коллекторы порового типа, что определяет более высокую достоверность расчетных параметров содержащихся в них залежей. Достоверность расчетных параметров повышается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм и более глубокой дифференциации запасов.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ОТКРЫТЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ЗАВЕРШЕНИИ СТАДИИ ПОИСКА

Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчитываются при минимальной информации, имеющейся к этому моменту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)насыщенные толщины, изучены коллекторские свойства и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поискового бурения. Граница площади с запасами категории C1 проводится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам будущей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи запасы относятся к категории С2.

В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо)насыщенных объемов и подсчет запасов производятся по-разному.

Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной картой по отражающему маркирующему горизонту (ОМГ) и предполагаемым положением ВНК. Для залежей, связанных с пластами, отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей, т. е. аналогично тому, как определяется нефтеносная площадь при подсчете перспективных ресурсов. Однако в данном случае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики.

В газовых залежах отметка ГВК и газоносная площадь могут быть определены более надежно. После проведения гидродинамических исследований определяется положение ГВК и ГНК.

Эффективная нефте(газо)насыщенная толщина залежей принимается по данным единственной пробуренной скважины. Выделение толщин пропластков производится по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС с учетом кондиционных значений, определенных по геофизическим данным или принятых по аналогии с соседними залежами.

Нефтенасыщенный объем залежи Vн определяется без составления карты изопахит.

Объем коллекторов в пределах площади с запасами категории C1 вычисляется путем умножения площади F на нефте(газо)насыщенную толщину в скважине h н.эф. т. е.

Объем коллекторов на площади с запасами категории С2 состоит из двух частей: оставшегося объема в пределах внутреннего контура нефтеносности (нефтяной зоны) и объема водонефтяной зоны.

Первое слагаемое получают как произведение

где Fнз — площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности.

Объем коллекторов в водонефтяной зоне (ВНЗ) равен

Vвнз = Fвнз h н.эф / 2

где F внз — площадь, ограниченная внешним и внутренним контуром нефтеносности.

Суммарный объем коллекторов с запасами категории С2 равен:

Vс2 = V нз + V внз

Чтобы определить среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах площади с запасами этой категории, необходимо полученный объем разделить на Fнз +Fвнз.

Коэффициенты открытой пористости k п.о и нефте(газо)насыщенности kн(kг) принимаются по данным пробуренной скважины и рассчитываются по керну или ГИС. При расчете по керну берется среднее арифметическое из всех наблюденных значений в проницаемых интервалах пласта, а по ГИС — средневзвешенное по толщине нефте(газо)насыщенных пропластков.

Пересчетный коэффициент q и плотность нефти r н в поверхностных условиях при подсчете запасов нефти принимаются или по данным анализа пластовых проб из этой скважины, или по аналогии с соседними залежами.

Начальное пластовое давление Р о и пластовая температура t пл при подсчете запасов газовой залежи принимаются по данным замеров в скважине.

Коэффициент сжимаемости Z рассчитывается по составу пластового газа, определенному по пробе, отобранной на устье скважины, или принятому по аналогии с соседней залежью.

Таким образом, при подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)насыщенных толщин.

На массивных залежах в отличие от пластовых положение ВНК и ГВК может быть установлено уже в первой скважине опробованием, гидродинамическими приборами или геофизическими методами. Это облегчает определение площади залежей с учетом структурной карты по ОМГ.

Объемы коллекторов V С1 , С2 массивных залежей рассчитываются по картам изопахит нефтегазонасыщенных частей горизонта, построенных на базе структурных карт по кровле коллекторов, построению которых предшествует составление профиля толщин (рис.12).

Суммарный объем коллекторов с запасами категорий С1 и С2 равен сумме объемов каждой категории.

Среднее значение эффективной нефте(газо)насыщенной толщины hн.эф рассчитывается как средневзвешенное по площади. Способы расчета средних значений остальных параметров аналогичны таковым для пластовых залежей.

Таким образом, подсчет запасов нефти и свободного газа на массивных залежах производится с использованием карт нефте(газо)насыщенных толщин.

Рис. 12. Построение карты эффективных нефте(газо)насыщенных толщин hн(г).эф массивной залежи по данным одной скважины.

а – структурная карта; б – профиль изменения hн(г).эф ; в – карта hн(г).эф

1 – контур нефтеносности; 2 – изогипсы ОМГ, м; 3 – изолинии hн(г).эф ; 4 – скважина; 5 – граница площади с запасами C1.

Цифры у скважин: в числителе — номер скважины; в знаменателе – абсолютная отметка ОМГ в м (а) и hн(г).эф в м (в); l — шаг будущей эксплуатационной сетки.

Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено выклиниванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими причинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть установлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой продуктивной скважины были пробурены одна или несколько непродуктивных скважин.

Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует полностью. При этом граница выклинивания проводится через середину расстояний между продуктивной и непродуктивными скважинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе принимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной скважине ведется линейно (рис.13, а).

В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.

Рис.13. Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей.

Пласты: а — выклинивающийся по восстанию; б — с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в — с выдержанной общей толщиной и литолого-фациальным замещением.

Границы: 1 — выклинивания пласта, 2 — литолого-фациального замещения пласта; 3 — плохо проницаемые породы; 4 — нефть; 5 – вода.

Скважины: 6 — продуктивные, 7 — без притока, 8 — давшие воду;

Контуры нефтеносности: 9 — внешний, 10 — внутренний; 11 — изолинии h н.эф; 12 — границы площади с запасами категории C1.

Цифры у скважин: верхняя — номер скважины, средняя — общая толщина пласта, нижняя — эффективная нефтенасыщенная толщина.

Объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах:Vнз- нефтяной, Vвнз — водонефтяной.

В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем. Она связана с тем, что подобное замещение может проявляться в различных формах. С одной стороны, литолого-фациальное замещение может происходить в пластах с неизменяющейся по площади общей толщиной (рис.14, а). С другой стороны, литолого-фациальным замещением может сопровождаться и выклинивание пласта, причем замещение непроницаемыми породами наступает значительно раньше, чем происходит выклинивание пласта или пропластка. При этом процесс замещения будет постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подобно выклиниванию (рис.14, б). При резком литологическом замещении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемыми (рис.14, в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы замещаются низкопродуктивными, а те, в свою очередь, непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках как с неизменяющейся (рис.14, г), так и с изменяющейся (рис.14, д) толщиной.

В каждом нефтегазоносном районе накоплен достаточный фактический материал, позволяющий выявить основные закономерности в характере литолого-фациального замещения пластов, содержащих залежи нефти и газа, на основе которых осуществляется выбор той или иной модели. На стадии поисков при геометризации залежей можно использовать только модели а и б, (рис. 14). В обоих случаях граница замещения проводится на середине расстояния между продуктивной и непродуктивными скважинами.

Рис. 14. Возможные схемы литолого-фациального замещения коллекторов плохо проницаемыми породами

В тех случаях, когда общая толщина пласта в продуктивной скважине существенно (не менее чем вдвое) превышает толщину в непродуктивных скважинах, расчет объемов коллекторов ведется на основе карты изопахит — эффективных нефте(газо)насыщенных толщин пласта ( рис. 14, б), которая почти аналогична карте для случая выклинивания. На границе распространения коллекторов эффективная толщина пласта также принимается равной 0 м. Интерполяция изопахит между продуктивной скважиной и нулевой изопахитой ведется линейно. Расчет объемов коллекторов для каждой категории запасов при неизменяющейся толщине пласта ведется без составления карты изопахит (см. рис. 13, в).

Определение границ стратиграфически ограниченных залежей

Определение границ таких залежей осуществляют по данным сейсмических исследований с учетом закономерностей распространения залежей подобных типов в исследуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, последняя из которых оказалась продуктивной.

Рис. 15. Схема определения объема коллекторов стратиграфически ограниченных залежей по данным одной скважины.

а — профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б — залежь в плане; в — профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт и перекрыт более молодыми осадками.

1 — нефть; 2 — вода; 3 — зона отсутствия коллектора; 4 — кора выветривания; 5 — плохо проницаемые породы; 6 – скважины.

Контуры нефтеносности: 7 — внешний, 8 — внутренний; 9 — границы площади с запасами категории C1.

Объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах: VВ3 — постепенного выклинивания коллекторов, VНЗ — нефтяной, VВНЗ — водонефтяной; l — шаг будущей эксплуатационной сетки.

Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молодыми осадками (рис. 15). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Березовского района Тюменской области.

Положение ВНК и ГВК в стратиграфически ограниченных залежах определяется так же, как в пластовых залежах.

Расчет объемов нефте(газо)насыщенных коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей (рис. 15). В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в продуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с запасами категории C1 определяется как:

а в границах площади с запасами категории С2 находится из выражения:

Vс2= (F1 +F2 — F3 – F4 — 2Fc1) hн.эф. / 2

где: F1, F2 — площади, ограниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефтеносности;

F3 — площадь зоны постепенного выклинивания коллектора;

F4 — площадь зоны отсутствия коллектора;

Fс1 — площадь с запасами категории С1.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по общей схеме для пластовых залежей. Запасы нефти и свободного газа подсчитываются по формулам:

Qн.н =Sс1,с2 Fhн.эф kп.о. kн. q

Qн.г =Sс1,с2 Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт

Определение границ тектонически экранированных залежей

По этим же формулам без составления карт изопахит подсчитываются запасы тектонически экранированных залежей. Особенность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометризации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной — берется лишь ее половина ( рис. 16).

Рис. 16. Схема определения объема коллекторов тектонически экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б).

1 — нефть; 2 — вода; 3 — плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4 — линия нарушения; 5 – скважина.

Контуры нефтеносности: 6 — внешний; 7 — внутренний; 8 — площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 — границы площади с запасами категории C1.

Объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах: Vнз — нефтяной, Vвнз — водонефтяной, Vзн — зоны нарушения.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии, — установление промышленной ценности открытого месторождения. Естественно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключение должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различными коллекторскими свойствами.

На данном этапе изученности запасы нефтяных (НЗ), газовых (ГЗ), водонефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчитываются раздельно. Структурной основой является карта по данным сейсморазведки, откорректированная по данным глубокого поисково-разведочного бурения.

Для обоснования ВНК и ГВК и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов.

На схеме приводятся сведения о результатах опробования, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС (рис. 17).

Рис. 17. Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи.

Интервалы: 1 — нефтенасыщенный, 2 — непроницаемый, 3 — перфорированный, 4 – водонасыщенный, 5 — с неясной характеристикой; Н — дебит нефти; В — обводненность нефти в % или дебит воды в м3/ сут.

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой.

В формирующихся залежах между зонами стабилизированного, или предельного, нефте(газо)насыщения и водонасыщенной располагается переходная зона (рис. 18). В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

Рис. 18. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа.

1 — зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2 — переходная зона.

Породы: 3 — водонасыщенные, 4 – непроницаемые.

Высота: lкр — водонефтяного контакта над зеркалом воды, lст — зоны стабилизации над зеркалом воды.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа.

При опробовании среднего интервала разреза — притоки нефти и газа с водой, причем, чем ближе к водонасыщенной зоне, тем больше воды в продукции скважины.

Опробование нижнего интервала со значениями нефте(газо)насыщенности меньше критических дает притоки одной воды. ВНК или ГВК в переходных зонах отбиваются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Контакт нефть — вода, как правило, редко бывает плоским. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким образом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважинах. Эффективная нефте(газо)насыщенная толщина в каждой скважине учитывается во всех продуктивных интервалах независимо от принятого среднего уровня положения ВНК. Поверхность контакта газ — вода значительно ближе к плоскости, хотя возможны случаи отклонения от нее.

Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты по кровле и подошвы коллекторов пластовых залежей.

При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности (карта поверхности ВНК). Затем она совмещается с картами по кровле и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой по кровле коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)носности. После этого для пластовых залежей внутренний контур переносится на карту кровли коллекторов продуктивного пласта.

Площадь залежей контролируется внешним контуром нефте(газо)носности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Основой для построения структурной карты по кровле пласта (горизонта) служит сейсмическая карта, скорректированная с отметками кровли продуктивных отложений, установленными в пробуренных скважинах. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.

Одна из основных особенностей подсчета запасов, начиная с данной стадии, — выделение и расчет почти всех параметров продуктивных пластов (кроме площадей) проводится на основе кондиционных пределов, определенных с учетом опробования.

Эффективные и эффективные нефте(газо)насыщенные толщины пластов (горизонтов) выделяются с учетом кондиционных пределов. На основе выделенных толщин строятся карты изопахит.

Для пластовых залежей сначала составляют карты эффективной толщины пласта. На них наносят внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефте(газо)насыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. В водонефтяной (газоводяной) зоне, между внутренним и внешним контурами, изопахиты проводят путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром до нуля на внешнем контуре(рис. 19, а). При этом учитываются данные скважин в водонефтяной (газоводяной) зоне.

Для массивных залежей карты нефте(газо)насыщенных толщин составляются путем интерполяции между значениями в скважинах и нулевым на внешнем контуре (рис. 19, б).

На литологически ограниченных залежах, связанных с литолого-фациальным замещением коллекторов, а также в случаях замещения внутри пластовых залежей при построении карт эффективных и нефте(газо) насыщенных толщин пластов с неизменяющейся общей толщиной в направлении замещения изопахиты проводятся до границ замещения (рис. 19, в). Если общая толщина пласта в зонах замещения меньше минимальных значений ее в ближайших или окружающих их продуктивных скважинах, то при составлении карты изопахит на границе замещения эффективная толщина принимается равной 0, а от нее изопахиты к ближайшим продуктивным скважинам проводятся линейно (рис. 19, г).

В пределах размытой части стратиграфически ограниченной пластовой залежи изопахиты проводятся по тому же принципу, что и в водонефтяных (газоводяных) зонах (рис. 19, д). Принцип проведения изопахит на стратиграфически ограниченных массивных залежах показан на рис. 19, е.

Рис. 19. Схемы построения карт эффективных нефте(газо)насыщенных толщин пласта.

Залежи: а – пластовая; б – массивная.

Литологически ограниченные залежи: в – с малоизменяющейся общей толщиной пласта; г – с изменяющейся общей толщиной в сторону отсутствия коллектора.

Стратиграфически ограниченные залежи: д – пластовая; е – массивная.

1 – нефть; 2 – вода; 3 – плохо проницаемые породы; 4 – границы зоны отсутствия коллектора; 5 – зона стратиграфического среза.

Контуры нефтеносности: 6 – внешний; 7 – внутренний; 8 – изолинии толщи, м; 9 – стратиграфическое несогласие; 10 – граница выклинивания пласта; 11 – скважины.

Цифры у скважин: верхняя – номер скважины; средняя – эффективная толщина; нижняя – эффективная нефте(газо)насыщенная толщина.

Цифры в зоне отсутствия коллектора: верхняя – общая толщина; нижняя – эффективная толщина.

Цифры на схеме массивной залежи: верхняя – номер скважины; нижняя – эффективная нефте(газо)насыщенная толщина.

Объемы коллекторов в пределах нефтяной, водонефтяной, газовой и газоводяной зон пластовых залежей и площадей с запасами категорий С1 и С2 всех залежей определяются отдельно.

Коэффициенты открытой пористости и нефте(газо)насыщенности залежей могут быть рассчитаны по керну или по геофизическим данным. При расчете по керну принимается среднее арифметическое значение наблюденных значений из проницаемых интервалов пласта. Если в основу берутся геофизические данные, то предварительно взвешиванием по толщине проницаемых интервалов определяются средние значения по скважинам и с их учетом вычисляются средние арифметические значения по залежам.

Пересчетный коэффициент и плотность нефти в поверхностных условиях для нефтяных залежей рассчитываются как средние арифметические из имеющихся определений.

Среднее начальное пластовое давление и пластовая температура газовых залежей вычисляются с учетом глубины центров тяжести залежей.

Коэффициент сжимаемости реального газа определяется на основе состава пластового газа из исследуемой залежи.

Таким образом, подсчет запасов на стадии оценки месторождений (залежей) производится с учетом дифференциации запасов по пластам, категориям, зонам.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИИ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА

При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход способствует в первую очередь равномерному изучению разреза отложений нефтяных залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно для повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий C1 и С2 выделяют по ним в едином контуре. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект.

Определение параметров объемного метода при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей осуществляется следующим образом.

Продуктивные площади пластовых и массивных залежей нефти и свободного газа контролируются картами поверхности коллекторов, составляемыми по данным разведочных скважин с учетом сейсмической карты, а также границами контуров нефте(газо)носности, проведенными на основе положения ВНК и ГВК, уточненного на схемах опробования и обоснования контактов по данным вновь пробуренных скважин.

Эффективная нефте(газо)насыщенная толщина продуктивного пласта по каждой скважине слагается из интервалов, у которых значение асп выше кондиционного. Остальные непроницаемые интервалы отбраковываются и в расчете не участвуют. По данным скважин составляются карты изопахит эффективных и нефте(газо)насыщенных толщин. При их построении для залежей всех типов используются те же методические приемы, что и на стадии оценки, но с учетом большего числа скважин.

Коэффициент открытой пористости коллекторов может быть рассчитан по керну и геофизическим данным.

При расчете по керну возможны два варианта учета представительных определений KПО Если по залежи имеется достаточное число определений проницаемости, то составляется график статистической связи между aсп и IgКпp.(рис 20). На основе этого графика устанавливается кондиционное значение Ig Кпp, соответствующее кондиционному значению aсп. Затем по каждому пласту нефтяной залежи и по газовой залежи в целом отбраковываются все значения К п.о образцов, проницаемость которых меньше кондиционной. Представительные образцы анализируются на предмет соответствия выборочных совокупностей указанных объектов закону нормального распределения.

Если данные о проницаемости отсутствуют или их слишком мало для исследования указанной статистической связи, то учитываются все определения KПО из проницаемых интервалов пласта. Последующий анализ ведется по изложенной выше схеме.

При однородных пластах — коллекторах с примерно одинаковыми значениями KПО по скважинам, о чем свидетельствует соответствие статистического распределения значений этого параметра закону нормального распределения, среднее значение Кп.о по пластам нефтяной залежи и по газовой залежи в целом рассчитывается как среднее арифметическое или средневзвешенное значение из имеющихся определений.

Если в пределах исследуемого объекта статистическое распределение значений KПО не соответствует закону нормального распределения и наряду с этим выявлено закономерное изменение этого параметра по площади, то составляется карта в изолиниях KПО и среднее значение по пласту или залежи определяется взвешиванием по площади. В случае, когда установлены прямая или обратная корреляционные связи между толщиной, открытой пористостью и нефте(газо)насыщенностью, значения с карты в изолиниях KПО умножаются на значения с карт в изолиниях hн.эф (hг.эф) и Кн (Кг). Расчет объемов коллекторов, насыщенных нефтью или свободным газом, ведется на основе карты удельных нефте(газо)насыщенных объемов, полученной в результате такого перемножения.

Рис.20. Пример определения кондиционного предела Ig Кпp к по зависимости

В тех случаях, когда KПО определяется по геофизическим данным, следует учитывать его значения лишь по интервалам, в которых значения aсп выше кондиционных. Средние значения KПО по скважинам рассчитываются взвешиванием по толщине проницаемых прослоев. При однородном коллекторе среднее значение практически не изменяющегося KПО по нефтяному пласту или газовой залежи рассчитывается как среднее арифметическое по скважинам. При закономерном изменении KПО по площади и наличии взаимосвязи между KПО, Кн (Кг) и h н.эф расчеты ведутся по той же схеме, что и при определении KПО по керну.

Коэффициент нефте(газо)насыщенности. Аналогичная методика используется и для обоснования средних значений коэффициента нефте(газо) насыщенности. При взаимной коррелируемости Кп.о и Кн по каждому пластовому пересечению целесообразно при расчетах по геофизическим данным в каждом интервале определять значение коэффициента эффективной пористости Кп.эф. Соответственно расчет нефте(газо)насыщенных объемов коллекторов в таких случаях ведется на основе этого параметра. Среднее значение Кп.эф по скважине определяется взвешиванием по толщине проницаемых пропластков, а среднее по залежи — путем взвешивания по площади при закономерном изменении этого параметра в ее пределах и взвешиванием по объему коллекторов — при наличии прямой или обратной корреляционной его связи с нефте(газо)насыщенной толщиной, т. е. на основе карты (h н.эф Кп.эф).

Пересчетный коэффициент и плотность нефти в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменениях этих параметров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их изменение по площади залежи, то составляются карты каждого параметра. Подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.

Начальное пластовое давление и пластовая температура в газовых залежах рассчитываются по данным скважин с приведением к уровню центра тяжести залежи.

Коэффициент сжимаемости реальных газов Z определяется как среднее арифметическое из замеров по скважинам.

ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ

Подсчет запасов нефти на залежах, вступивших в разработку и разрабатывающихся, основывается на значительно большей их изученности вследствие более плотной разбуренности добывающими скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответствии с требованиями Инструкции по применению Классификации.

Высокая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах позволяет не только детализировать границы распространения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин нерасчлененных пластов и пропластков расчлененных пластов. Тем самым достигается более глубокая дифференциация запасов по площади и разрезу залежи.

По газовым залежам на этой стадии изученности осуществляется дифференциация на пласты и зоны разной продуктивности залежей, работающих на упруговодонапорном режиме.

При достаточном количестве скважин граница выклинивания стратиграфически ограниченных залежей определяется однозначно по градиенту изменения эффективной толщины продуктивного пласта в профиле не менее чем из трех скважин в зоне выклинивания (рис. 21). Если этот градиент установить не удается, то линия нулевой толщины проводится на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими пласт.

Рис. 21. Пример определения границ выклинивания пласта А по градиенту изменения hэф.

а — профильный разрез I — I; б — карта в изолиниях hэф.

1 — угол постоянного уменьшения толщины; 2 — непроницаемые породы; 3 — изолинии толщин, м; 4 — зона выклинивания; 5 – скважины.

Цифры у скважин: в числителе — номер скважины, в знаменателе — эффективная толщина, м.

При литолого-фациальном замещении коллекторов продуктивного пласта непроницаемыми разностями границу коллектор — неколлектор можно установить в профиле менее чем из трех скважин или путем прослеживания изменения по площади параметра, на основе которого устанавливались кондиционные пределы коллекторских свойств продуктивных пластов.

С этой целью по нерасчлененному пласту или пропластку расчлененного пласта составляется карта исследуемого параметра — aСП. Затем на такой карте путем интерполяции проводится изолиния aСП (рис. 22). Зона с большими, чем aСП значениями aсп характеризует область распространения коллекторов, с меньшими – неколлекторов.

Если общая толщина пласта в непродуктивных скважинах значительно меньше, чем в ближайших к ним или в окружающих скважинах, то линия, разделяющая участки распространения коллекторов и неколлекторов, соответствует нулевой изопахите. Проведение других изолиний эффективных толщин осуществляется на основе линейной интерполяции от нулевой изопахиты к ближайшей к ней скважине, вскрывший коллектор (рис. 23).

Рис. 22. Пример определения границ распространения коллекторов и коллекторов разной продуктивности по карте распределения значений aСП

Коллекторы: 1 – высокопродуктивный; 2 – низкопродуктивный; 3 – неколлектор; 4 – границы распространения коллекторов; 5 – скважины.

Цифры у скважин: в числителе — номер скважины, в знаменателе – значение aСП

Рис. 23. Пример построения карты эффективной толщины пласта, подверженного литолого-фациальному замещению при уменьшении общей толщины в сторону замещения.

Коллекторы: 1 – высокопродуктивный; 2 – низкопродуктивный; 3 – неколлектор; 4 – границы распространения коллекторов; 5 – скважины.

Цифры у скважин: в числителе — номер скважины, в знаменателе – эффективная толщина.

Если же общая толщина пласта в непродуктивных скважинах практически не отличается от толщины пласта в продуктивных скважинах или закономерность ее изменения не выпадает из общей закономерности изменения этого параметра по площади, то изолинии эффективных толщин проводят без учета литолого-фациального замещения пласта до установленной границы коллектор – неколлектор. Между остальными скважинами изопахиты проводятся на основе линейной интерполяции (рис. 24).

Для определения границ распространения коллекторов с разной продуктивностью (высокопродуктивных – ВПК и низкопродуктивных – НПК) предварительно исследуются те же зависимости (например, между a СП и q уд и т.п.). В расчет принимаются данные не только низкопродуктивных, но и высокопродуктивных интервалов разреза. Граница между ними проводится через точку, в которой изменяется наклон кривой (рис. 25).

Рис. 24. Пример построения карты эффективной толщины пласта с относительно выдержанной общей толщиной, коллекторы которого подвержены литолого-фациальному замещению.

Коллекторы: 1 – высокопродуктивный; 2 – низкопродуктивный; 3 – неколлектор; 4 – границы распространения коллекторов; 5 – скважины.

Цифры у скважин: в числителе — номер скважины, в знаменателе – эффективная толщина.

Рис. 25. Статистическая связь между удельной продуктивностью q уд скважин и величиной a СП для проницаемых интервалов продуктивного пласта.

Чтобы определить границы распространения коллекторов с разной продуктивностью (ВПК, НПК) в пределах нерасчленных пласта или пропластка, характеризующихся литолого-фациальной изменчивостью, на карте значений выбранного параметра проводится изолиния, соответствующая установленному кондиционному значению этого параметра. Затем обе границы (коллектор – неколлектор, ВПК — НПК) переносятся на карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин. На основе последних ведется расчет нефтегазонасыщенных объемов пород различных типов.

Коллекторы разной продуктивности нефтяных залежей, отличающиеся друг от друга коллекторскими свойствами и насыщенностью, будут иметь различные коэффициенты вытеснения нефти, охвата пласта вытеснением и извлечения нефти. По газоконденсатным залежам дифференциация запасов с рассмотренной степенью детальности крайне важна для учета коэффициента извлечения конденсата из зон ВПК и НПК. На газовых залежах запасы в разрезе дифференцируются по пластам.

Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин на данной стадии производится по данным ГИС в соответствии с установленными кондиционными пределами параметров продуктивных пластов, обоснованными результатами опробования и гидродинамическими исследованиями, позволяющими более достоверно определить удельную продуктивность пластов.

Исследования, проводимые на разрабатывающихся залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефте(газо)насыщенности пропластков или нерасчлененных пластов.

Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте(газо)насыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов.

При подсчете запасов разрабатывающихся залежей в зависимости от геологического строения залежей применяются практически те же варианты объемного метода подсчета запасов, что и на предыдущей стадии, но с более глубокой дифференциацией запасов.

Запасы многопластовых залежей дифференцируются:

— по пластам, а в расчлененных пластах – по пропласткам;

— по категориям С1 и В при разбуривании залежи по первому проектному документу или В и А при разбуривании по проекту разработки;

— по зонам нефтяной, водонефтяной, газовой, газоводяной;

— по зонам разной продуктивности коллекторов.

Подсчет запасов свободного газа газоконденсатных залежей с газовым режимом на данных стадиях ведется с той же степенью дифференциации, что и по нефтяным.

Подсчет запасов газовых залежей, работающих на упруговодонапорном режиме, производится с учетом дифференциации запасов по пластам, категориям, газовой и газоводяной зонам и по зонам разной продуктивности.

Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине

Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь

Видео:Площадь в Автокаде как посчитать, измерить площадь фигур и штриховокСкачать

Подсчет запасов нефти и газа пласта

Расчета балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа на 01.01.2016 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q бал = F • h • m • с • л • ? (1.1)

Qбал — это балансовые запасы, тыс.т

F — площадь нефтеносности — тыс. м 2

h — средняя эффективная нефтенасыщенная толщина — м

m — коэффициент пористости — доли ед.

л — коэффициент нефтенасыщенности — доли ед.

с — плотность нефти в поверхностных условиях — т/м 3

Исходные данные для расчета начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа по пласту приведены в таблице1.6.

Площадь нефтеносности, тыс. м 2 F

Средняя нефтенасыщенная толщина, м h

Коэффициент открытой пористости, д.ед. m

Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.

Пересчетный коэффициент, д.ед.

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3

Коэффициент извлечения нефти, д.ед. К

Газовый фактор, м 3 /т g

Накопленная добыча нефти из пласта, тыс.т. на 01.01.16 г.

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q балТ1 = 8576• 6,7 • 0,21• 0,88• 0,899• 0,927= 8849,09 тыс.т.

Q балТ2 = 3000х 6.1 х 0.2х 0.88х 0.899х 0.92936803= 2690.98 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q извл = Qбал • К где (1.2)

QизвТ1 = 8849,09 • 0,450= 3985,93тыс.т.

Q извТ2 = 2690.98 х 0.450108853= 1211.24тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2015г. составят

Q бал. ост = Qбал — Qдоб (1.3)

Q доб — добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-1338,235 тыс.т.

Qост. балТ1.= 8849,09-1338,235 =7510,86 тыс.т.

Q доб — добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-920.525 тыс.т.

Qост. балТ2.= 2690.98-920.525 =1770.46 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2015г. составляют

Q извл.ост. = Qизвл — Qдоб (1.4)

Q извл.остТ1= 3985,93 -1338,235 = 2647,70 тыс.т

Q извл.остТ2 = 1211.24 -920.525 = 290.71 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

V бал.начТ1. = Qбал.нач • Г = 8849,09 • 7,28= 64,42млн.м3 (1.5)

_V бал.начТ2. = Qбал.нач х Г = 2690.98 х 7.56= 20.34млн.м 3

V нач.изв = Qизв. нач • Г (1.6)

_Vнач.извТ1 = 3985,93• 7,28= 29,02 млн.м 3

_{Vнач.изв}Т2 = 1211.24х 7.56= 9.16 млн.м 3

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2015

V бал.ост.газа = Qбал.ост.неф • Г (1.7)

_Vбал.ост.газаТ1 = 7510,86• 7,28= 54,68млн. м 3

_Vбал.ост.газаТ2 = 1770.46х 7.56= 13.38млн. м 3

Q извл.ост.газа= Qизв.ост.неф • Г (1.8)

Qизвл.ост.газаТ1=2647,70• 7,28=19,28млн.м 3

Q извл.ост.газаТ2 =290.71х 7.56=2.20млн.м 3

Таблица 1.7 Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пластам Т1+Т2

Запасы нефти тыс.т

Запасы газа млн.м3

В административном отношении Тананыкское месторождения расположено на территории Курманаевского района Оренбургской области, в 250 км к западу от областного центра г. Оренбурга.

Промышленные запасы нефти на Тананыкском месторождении установлены в отложениях Б₂, Т₁ Т₂. Основные запасы нефти на месторождении связаны с пластом Б₂ (55,4 % от всех извлекаемых запасов месторождения).

Песчаный пласт Т1 и Т2 приурочен к верхней части бобриковского горизонта в 1,0-10,4 метрах ниже его кровли. Иногда его поверхность сливается с кровлей горизонта. По площади пласт имеет повсеместное распространение. В то же время он не является монолитом, нередко расслаивается глинами и глинистыми алевролитами на отдельные прослойки. ВНК отбивается на отметке — 2620 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина 6,1 м, пористость — 21 %, нефтенасыщенность — 0,88, проницаемость — 1,443 мкм 2 , коэффициент песчанистости — 0,6, расчлененности — 5,7. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет — 0,931 т/м 3 , в пластовых — 0,899 т/м 3 .

В работе произведен подсчет запасов нефти и газа объемным методом, как начальных, так и остаточных на 1.01.2016 г.

Запасы нефти по пласту Т1 составили начальные балансовые 8849,09 тыс.т., начальные извлекаемые 3985,93 тыс.т.. Остаточные балансовые 7510,86 тыс.т., остаточные извлекаемые 2647,70 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 64,42 млн.м 3 , начальные извлекаемые 29,02 млн.м 3 . Остаточные балансовые 54,68млн.м 3 , остаточные извлекаемые 19,28млн.м 3 .

Запасы нефти по пласту Т2 составили начальные балансовые 2690.98 тыс.т., начальные извлекаемые 1211.24 тыс.т.. Остаточные балансовые 1770.46 тыс.т., остаточные извлекаемые 290.71 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 20.34 млн.м 3 , начальные извлекаемые 9.16 млн.м 3 . Остаточные балансовые 13.38млн.м 3 , остаточные извлекаемые 2.20млн.м 3 .

Запасы нефти по пластам в целом составили начальные балансовые 11540.07тыс.т., начальные извлекаемые 5197.17тыс.т.. Остаточные балансовые 9281.32тыс.т., остаточные извлекаемые 2938.41тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 84.76млн.м 3 , начальные извлекаемые 38.18 млн.м 3 . Остаточные балансовые 68.06 млн.м 3 , остаточные извлекаемые 21.48 млн.м 3 .

Видео:Методы подсчета запасов нефти и газа. Объёмный метод. КИНСкачать

Реферат на тему «Методы подсчета запасов нефти и газа»

Объемный метод 4

Статистический метод 14

Сглаживание фактических кривых при помощи теоретических формул…………………………………………………………. 19

Метод материального баланса 21

Список литературы 27

Подсчет запасов — это комплекс исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объек­тивных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых в залежах определяется раз­личными методами количество УВ и содержащихся в них полез­ных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйствен­ное значение.

Запасы по степени изученности распределяются в широком ди­апазоне, ограниченном категориями от до А и охватывающем за­пасы залежей выявленных, разведанных и’ разрабатываемых. Вполне естественно, что объем и детальность научных исследова­нии, обусловливающие достоверность геологических моделей, а также применяемые методы подсчета должны соответствовать объему фактических данных, накопленных по каждой залежи на дату подсчета. В связи с этим каждая более поздняя модель дол­жна уточнять строение залежи за счет дальнейшей детализации исследований, позволяющей выделять все более мелкие элементар­ные подсчетные объекты. Тем самым с повышением степени изу­ченности залежи усиливается дифференциация запасов, в резуль­тате чего уточняются запасы, подсчитанные ранее на основе более простых моделей залежей.

Объемный метод подсчета запасов нефти получил широкое рас­пространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Помимо основного объемного метода существуют различные варианты метода, которые на практике в настоящее время при­меняются очень редко. К числу их относятся: объемно-статистиче­ский вариант, весовой, гектарный и вариант изолиний.

Объемно-статистический вариант основан на использовании по истощенному (выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. Это произведение называется коэффициентом использования объема пор и может быть использовано для подсчета запасов нефти объемным методом для но­вых аналогичных по геологическому строению месторождений, для которых раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и отдачи является затруднительным.

Объемно-весовой вариант применяют для пластов с гравитацион­ным режимом, добыча нефти из которых ведется шахтным способом, а также для нефтеносных пластов, которые разрабатываются откры­тым способом.

В этом случае, зная объем пласта, содержащего нефть, и содер­жание нефти в единице объема пласта, определяют запасы нефти.

Гектарный вариант заключается в определении по истощенной (выработанной) площади полученных запасов на 1 га продуктивной площади и на 1 м нефтенасыщенной мощности и последующей экстра­поляции полученной цифры запаса на аналогичную, геологически сходную площадь.

Указанный вариант расчета применяют для перспективных запа­сов (т. е. для внекатегорийных запасов).

Вариант изолиний заключается в использовании основных пока­зателей объемной формулы и изображении их в виде изолиний. При этом основные показатели объемной формулы используются либо раздельно, либо в виде произведения ряда показателей и изо­бражаются графически на плане расположения скважин изоли­ниями, характеризующими содержание полезного ископаемого.

Например, из формулы объемного метода берут следующие группы показателей: произведения величин для данной скважины ,причем q является обычно постоянной для всего продуктивного пласта. Затем строят изолинии величин и умножают средние значения между изолиниями на соответ­ствующую площадь f и величину q. В итоге получают запас

Вариант изолиний в практике работ по подсчету запасов нефти не получил распространения.

Объемный метод основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

Где Q – извлекаемый (промышленный) запас нефти, m;F – площадь нефтеносности,;

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м; m – коэффициент открытой пористости нефтесодержания пород; – коэффициент насыщения пласта нефтью (коэффициент нефтенасыщения); – коэффициент нефтеотдачи; – плотность нефти на поверхности, ; – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; (b – объемный коэффициент пластовой нефти).

Согласно Инструкции при подсчете запасов нефти или газа объем­ным методом должны быть представлены:

а) обоснования выделенных категорий запасов с указанием их границ на подсчетном плане — структурной карте по кровле гори­зонта с обозначением результатов опробования или пробной эксплуа­тации скважин условными знаками;

б) фактические данные по скважинам об эффективной мощности горизонта или пласта и его пористости, а также о методике получе­ния и обоснования принятых исходных и средних величин для под- счета;

в) данные анализов нефти, а также данные об усадке нефти при извлечении ее на поверхность и газовом факторе;

г) фактические данные о пластовом давлении, давлении насыще­ния, составе газа и температуре газоносного горизонта газового месторождения;

д) данные о режиме горизонта, типе коллектора и его свойствах:

Площадь нефтеносности (F). Продуктивную площадь устанавли­вают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от раз­меров месторождения в масштабе от 1 : 5000 до 1 : 50 000, на кото­рой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета. На плане отмечают скважины:

а) давшие безводную нефть или газ, у которых дробью показы­вают начальный среднесуточный дебит нефти или газа, дату появле­ния воды и ее процент (в числителе) и текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату подсчета (в знаменателе);

б) давшие нефть или газ с водой, у которых дробью указывают начальный среднесуточный дебит нефти или газа и процент воды в числителе, текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату подсчета в знаменателе;

в) давшие воду или газ;

г) давшие при испытании воду с пленками нефти;

д) встретившие притоки нефти или газа в процессе бурения;

е) показавшие благоприятные признаки газонефтеносности по ка­ротажу, но не испытанные.

Для определения размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин, сопоставив полученные результаты с интервалами прострела колонны, данными изучения кернов и материалами промыслово-геофизических исследований скважины (электро- и радиоактивный каротаж, боко­вое электрическое зондирование), технической характеристикой конструкции скважины и т. д

Нефтенасыщениая мощность пласта (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения его (так как при расчете объема пласта обычно берут произ­ведение проекции площади на горизонатальную плоскость и верти­кальной мощности).

Точное определение нефтенасыщенной мощности является важ­ной задачей. Для этого используют данные анализа кернов, электри­ческого и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить водо-нефтяной контакт и гра­ницы этой мощности. Особенно затруднено определение нефтенасы­щенной мощности для карбонатных пород. В данном случае большое значение имеют комплексные определения этой величины. Положе­ние нижней границы нефтенасыщенной мощности усложняется нали­чием переходной зоны которая, как указывалось, в хорошо прони­цаемых коллекторах достигает 0,3 м, а в плохо проницаемых 7—8 м и даже более.

Для более точного определения нефтенасыщенной мощности пласта по отдельным скважинам следует использовать данные боко­вого электрического зондирования.

Определить мощность по керну, как правило, трудно потому, что процент выноса керна сильно колеблется и обычно не превышает 50—60%. Таким образом, по имеющемуся керновому материалу трудно определить действительную мощность пласта и особенно тогда, когда коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев песчаников, песков, глин и т. д.

Наилучшим для определения нефтенасыщенной мощности является использование комплексных наблюдений (изучение керна, данные испытания скважин, электро- и радиоактивный каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине (конструкция, состояние забоя, интервал прострела дыр и т. д.).

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта может быть вычислена различными способами — как среднеарифметиче­ская величина или как средневзвешенная по площади.

Среднеарифметическую величину обычно вычисляют тогда, когда количество пробуренных скважин крайне невелико и мощность по этим скважинам сильно разнится. Если скважин пробурено до­статочно много и мощность пласта в них меняется более или менее плавно, то в этом случае среднюю мощность вычисляют путем соста­вления карты изопахит и подсчета по ней средней арифметически взвешенной мощности на единицу площади по соотношению

Где — площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изопахитами, ; – средние изопахиты, соответствующие указанным участкам и определяемые как средние величины между двумя соседними изопахитами, м.

Объем продуктивной части пласта (Fh). При подсчете запасов нефти объем пласта обычно вычисляют следующими способами.

1.В целом путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);

2.При помощи карт изопахит — путем вычисления элементар­ных объемов и последующего их суммирования по формуле

Где V – объем пласта, ; – площади участков между двумя соседними изопахитами, ; — средняя нефтенасыщенная или газонасыщенная мощность, определяемая как полусумма соседних изопахит, м.

Такое вычисление производят при более сложном строении пло­щади и наличии более или менее плавных изменений мощности.

3. При расслоении горизонта на пласты или пласта на пропла­стки расчет объемов коллекторов следует проводить по карте изопахит суммарной мощности слагающих их проницаемых пластов или пропластков, если:

а) эти пласты (пропластки) обладают одинаковыми коллектор­скими свойствами;

б) отсутствуют фациальные замещения одного из пластов (про­пластка) непроницаемыми породами на всю мощность и они развиты по всей площади залежи;

в) пласты (пропластки) содержат единую залежь с общим водо­нефтяным контактом.

При несоблюдении хотя бы одного из указанных выше условий подсчет объемов следует проводить отдельно по каждому пласту (пропластку).

При раздельном учете коллекторов пластов (пропластков), слагающих горизонт (пласт), особенно тщательно нужно подходить к планированию работ по опробованию с целью установления нефтегазоностности пластов, продуктивности скважин, отметок водо-нефтяных и газо-нефтяных разделов. При этом работы по опробованию наиболее тщательно планировать в зоне водо-нефтяного контакта для определения в его отметок в разных частях залежи.

4. При расчете нефтегазонасыщенных объемов правильная интер­поляция соответствующих мощностей по данным скважин имеет большое значение. Известны следующие способы интерполяции:

а) интерполяция линейная (на нуль);

б) интерполяция нелинейная (на середину) с различными вариа­циями;

в)интерполяция с учетом закономерности изменения мощности, если такая закономерность установлена.

Самым правильным является последний способ, т. е. интерполя­ция с учетом закономерностей в изменении мощности, так как в этом случае граница нулевой мощности устанавливается наиболее точно.

При отсутствии данных о закономерностях изменения мощности следует учитывать степень разведанности площади.

На стадии ее разведки (или даже на завершающей стадии разведки площади) следует применять только нелинейную интерполяцию. После окончания разведочных работ (на стадии эксплуатационного бурения) интерполяцию следует проводить на нуль илн по данным о закономерностях изменения коллекторских свойств пласта по площади.

Например, геологи Татарии предложили выделить в пределах крупных нефтяных месторождений Татарии три типа пород: высоко­пористые (песчаники), низкопористые коллекторы (алевролиты) и непродуктивные. В связи с этим необходимо про­изводить раздельное определение объемов песчаников и алевролитов на основе составления литологических карт, показывающих распро­странение по площади различных типов коллекторов.

Для определения типа коллектора полезно производить совмест­ный анализ геофизических и керновых данных. Если число скважин на месторождении очень велико, то границы кондиционных значений типов коллекторов можно проводить условно, не прибегая к слож­ной интерполяции, следующим образом: при наличии двух соседних скважин, одна из которых вскрыла глину, а другая алевролит — граница проводится посередине расстояния между ними; при двух соседних скважинах, одна из которых вскрыла глину, а другая пес­чаник — расстояние между этими скважинами делится на три рав­ные части, причем одна относится к глинам, другая — к алевроли­там и третья — к песчаникам. В этом случае интерполяция мощности проводится на нуль, положение которого совпадает с границей рас­пространения глин.

При вычислении объемов коллекторов с помощью литологических карт весьма важно учитывать различный коэффициент нефтеотдачи для песчаников и алевролитов.

Для газовых залежей, когда расстояние между эксплуатацион­ными скважинами значительно больше, чем на нефтяных месторо­ждениях, на любой стадии разведочного и эксплуатационного буре­ния следует применять только интерполяцию на середину.

При выделении эффективных нефтегазонасыщенных мощностей следует производить увязку кернового и геофизического материала.

Такая увязка позволяет уточнить величину эффективной мощности по скважинам путем исключения из этой мощности глинистых и про­ницаемых прослоев.

Наиболее сложным является определение объема нефтенасыщен­ной части в карбонатных коллекторах. Существующие методы опре­деления объема залежи для карбонатных коллекторов недостаточно точны в связи с локальным развитием в них пористых участков и требуют уточнения и проведения для этого специальных исследо­ваний. Например, для определения эффективного объема (т. е. объема пласта, содержащего нефть) рифовых массивов Ишимбайского нефтя­ного района в настоящее время на основе изучения образцов керна ведется кропотливая работа по выявлению процента пористых- и не­пористых интервалов по разрезам скважин.

Коэффициент открытой пористости (m). Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта в этом случае необходимо наличие достаточных данных и по площади распространения пласта и по его мощности. Обычно такие данные в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы. Иногда для определения пори­стости используют данные относительной аномалии (АПС).

При использовании для определения пористости методов промыс­ловой геофизики необходимо предварительно провести тщательное сопоставление данных изучения кернов с результатами геофизики (по одному и тому же интервалу разреза), выяснить расхождения, причины их и возможности уверенного использования данных гео­физики.

В тех случаях, когда скважины пробурены в водо-нефтяной зоне и по геофизическим данным пористость определена в нефтяной и водя­ной частях пласта, более надежными следует считать определения в водяной части пласта. Эти значения пористости могут быть по ана­логии перенесены и на нефтенасыщенную часть пласта при условии идентичности литолого-физических свойств нефтяной и водяной ча­стей разреза.

При вычислениях средних значений пористости по залежи тоже существует несколько различных вариантов: определение средних значений по общему числу образцов, путем осреднения данных по отдельным скважинам и взвешиванием пористости по площади.

Выбор того или иного варианта зависит от динамики изменения пористости по площади и разрезу, от числа и расположения скважин, от количества определений по каждой скважине.

Если пласт выдержан, то количество образцов может быть резко снижено, особенно при наличии увязки между данными лаборатор­ных и промыслово-геофизических определений. В случае невыдер­жанности коллекторских свойств пласта по площади и по разрезу желательно иметь не менее трех определений пористости на 1 л эф. мощности.

Следует отметить, что первый из перечисленных вариантов наи­более часто применяют лишь в случаях полной однородности пласта по площади и по разрезу и при очень незначительном наборе данных по пористости на вновь открытых залежах.

Определение расчетного значения пористости по отдельным сква­жинам, если продуктивный пласт однороден по литологическому составу, ведется путем деления суммарной пористости всех образцов на их число, т. е. как средней арифметической величины:

При неоднородной и резко изменчивой пористости коллектора расчет лучше вести как средней геометрической величины:

или среднегармонической величины:

Где n – число членов.

При таком вычислении несколько сглаживаются резкие отдельные колебания пористости от средней, поскольку среднеарифметическая величина больше среднегеометрической, а последняя больше средне­гармонической ( ).

Кроме того, если продуктивный пласт неоднороден по литологи­ческому составу и представлен несколькими прослоями, для опре­деления расчетного значения пористости данные пористости по сква­жине взвешиваются по мощности.

Нередки случаи, когда в разрезе продуктивного горизонта вы­деляют несколько продуктивных прослоев различной мощности. В этом случае прослоям малой мощности, по которым нет возмож­ности определить значение пористости, следует присваивать такое ее значение, которое равно среднему арифметическому из значений открытой пористости для прослоев аналогичной мощности (от 1 до 2 м), по которым эти значения удалось определить.

Определение расчетного значения пористости по залежи путем арифметического осреднения данных по отдельным скважинам произ­водят тогда, когда значения пористости изменяются в небольших пределах. Для этого суммируют все имеющиеся осредненные илн средневзвешенные значения пористости по отдельным скважинам, пробуренным на залежь, и сумму делят на их число. Однако такой расчет не следует делать механически, а на основе анализа данных о наличии более или менее равномерного распределения зон с более высокими и более низкими значениями пористости.

В общем случае расчетное среднеарифметическое значение пори­стости по залежи будет тем точнее, чем больше имеется определений пористости, чем меньше колебания в величинах пористости, чем более равномерно пробурены скважины по площади и чем ближе количества низких и высоких значений пористости по отдельным скважинам.

Определение расчетного значения средней пористости по залежи путем взвешивания данных по площади применяется тогда, когда осредненные или взвешенные по мощности значения пористости в скважинах в целом по пласту изменяются в значительных пределах. Для этого строят карту пористости для данной продуктивной пло­щади, определяют средние значения пористости для каждого поля в отдельности и взвешивают для всей площади в целом.

Кроме того, как уже указывалось, при определении средней вели­чины пористости следует учитывать лишь кондиционные ее значе­ния, отбраковывая некондиционные.

Коэффициент нефтенасыщения(). Определение коэффициента нефтенасыщения (производят по данным изучения образ­цов пород, взятых в специальных скважинах, вскрывающих пласт с применением раствора на нефтяной основе, либо при помощи кос­венных методов. Для определения нефтенасыщенности пород ис­пользуют, кроме того, данные геофизики, так как между удельным сопротивлением и нефтенасыщенностью породы существует связь, выражающаяся в том, что для одного и того же коллектора при про­чих равных условиях с увеличением нефтенасыщенности пласта повышается удельное сопротивление. Однако для более точного определения коэффициента нефтенасыщения следует производить его комплексные определения, сопоставляя результаты определения по данным геофизики с данными, полученными в специальных сква­жинах.

Комплексные исследования по месторождениям Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показывают колебания начальной нефтенасыщенности в отдельных залежах нефти от 88% (песчаники) до 60,4% (алевролиты). Таким образом, с ухудшением коллектор­ских свойств водонасыщенность продуктивных пород возрастает.

Коэффициент нефтеотдачи (). Коэффициентом нефтеотдачи называют отношение объема нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки (и эксплуатации), к первоначальному объему нефти (приведенному также к поверхност­ным условиям). Иными словами, коэффициентом отдачи называется отношение промышленного запаса к первоначальному запасу.

Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от литолого-физических свойств коллектора, свойств нефти, насыщающей пласт, темпа и системы разработки, метода эксплуатации и в значительной мере от режима пласта и свойств агента, вытесняющего нефть.

Вследствие фазовой проницаемости 20% нефти от объема пор в пластах являются неизвлекаемым запасом даже при применении методов интенсификации и вторичных методов эксплуатации. Это подтверждается данными лабораторных исследований.

Величину коэффициента нефтеотдачи обычно выбирают в зависимости от режима пласта: эффективный водонапорный режим – 0,6-0,8; эффективный режим газовой шапки — 0,5—0,7; неэффективный режим газовой шапки — 0,4—0,6; режим растворенного газа — 0,2— 0,4; гравитационный режим — 0,1—0,2.

Для ряда формаций США в зависимости от однородности строе­ния коллекторов наблюдаются следующие значения коэффициента нефтеотдачи: для режима растворенного газа — от 0,14 до 0,32; для газонапорного — от 0,18 до 0,40 и для водонапорного — от 0,30 до 0,66.

Коэффициенты нефтеотдачи, как правило, для песчаных однород­ных по составу коллекторов выше, чем для трещинных и литологи­чески невыдержанных коллекторов.

Для нефтяных месторождений Азербайджана коэффициент нефте­отдачи колеблется в пределах 0,3—0,76 и в среднем составляет около 0,43 (для кирмакинской свиты, характеризующейся плохими коллекторскими свойствами от 0,1 до 0,15), для месторождений Грозненского нефтяного района средний коэффициент нефтеотдачи составляет 0,3 (ожидаемая плановая величина 0,4), для месторожде­ний Краснодарского края — 0,34—0,40; для месторождений Ферган­ской долины (Узбекистан) и Туркменистана — 0,33—0,38.

Применение мероприятии по воздействию на пласт по данным месторождений США приводит к увеличению конечной нефтеотдачи при закачке воды в среднем на 20%, а при закачке газа — на 10% от начальных балансовых запасов.

По восточной группе месторождений Кубани средний коэффи­циент нефтеотдачи составлял 0,41 при наличии в основном режима растворенного газа с неэффективным проявлением водонапорного режима. В результате воздействия на пласт путем закачки воздуха коэффициент отдачи удалось повысить до 0,5, т. е. увеличить почти на 21%.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от плотности сетки и размеще­ния скважин на структуре. Как правило, при уменьшении плотности размещения скважин (особенно для неоднородных коллекторов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается при прочих равных условиях. При применении мероприятий по воздействию на пласт коэффициенты нефтеотдачи значительно выше, чем в тех случаях, когда залежи раз­рабатываются при естественных режимах работы пластов.

Таким образом, при выборе значения коэффициента нефтеотдачи следует учитывать: опыт разработки аналогичных истощенных зале­жей нефти, режим работы пласта, наличие или отсутствие, а также метод воздействия на пласт, плотность размещения скважнн, лито- лого-физичесйую характеристику пласта и свойства нефти и газа в пластовых условиях.

Для контроля за полученным коэффициентом отдачи необходимы отбор кернов в истощенной части пласта и их анализ.

Плотность нефти (). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефти, вместо плотности при стандартных условиях () может быть взята плотность при пластовых условиях (). В этом случае при подсчете запасов нефти пересчетный коэффициент 0 в объемную формулу вводить не следует.

В объемную формулу вместо вводят выражение по соотношению:

Здесь , где G — весовой газовый фактор, m/m; г — количество газа, раство­ренного в нефти, при данном пластовом давлении,; — плот­ность воздуха, равная 1,293 кг/м3; — плотность газа по воздуху, кг/м3.

Пересчетный коэффициент (). Пересчетный коэффициент или вели­чину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандарт­ным условиям на поверхности.

Как уже указывалось, объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем, либо по специальным гра­фикам.

Метод подсчета подземных запасов нефти, основанный на изуче­нии кривых падения дебита скважин, известен давно. Однако с тех пор, как при построении кривых падения дебита впервые в Советском Союзе начали применять математическую статистику, его стали назы­вать статистическим методом.

Развитию статистического метода значительно способствовали работы В. В. Билибина (1930 г.), в которых впервые было изложено применение методов математической статистики для подсчета запа­сов нефти.

Методы математической статистики позволили получить необхо­димую точность выводимых кривых падения дебита. Построение различного рода кривых основывается на изучении статистического материала о добыче за прошедшее время. При изучении этих сведе­ний стремятся выявить влияние тех или иных факторов на дебит. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых (называемых кривыми эксплуатации) и нх экстраполяции на будущее для определения возможной добычи и расчета запасов нефти. В настоящее время статистический метод применяется лишь для старых месторождений, находящихся в поздней стадии эксплуа­тации.

Статистический метод можно использовать при наличии таких фактических данных по эксплуатации скважин и отдельных пластов, которые отражают естественную отдачу пласта в определенных условиях его эксплуатации. В случае проведения мероприятий по воздействию на пласт применять статистические кривые для расчета запасов нецелесообразно. Кроме того, нельзя основывать построе­ние кривых на данных ненормальной эксплуатации, а также экс­плуатации скважин с ограничением дебитов. Для пластов с эффек­тивным водонапорным режимом применять статистический метод также нерационально.

Таким образом, статистический метод можно применять для пла­стов с режимом растворенного газа, с газонапорным режимом (режи­мом газовой шапки) н, как исключение, для пластов с неэффектив­ным водонапорным режимом.

В связи с тем, что характеристика суммарного дебита скважины определяется величиной начального дебита и динамикой его измене­ния до конца «жизни» скважины, все кривые могут быть разделены на две основные группы: кривые начального дебита н кривые произ­водительности. Кривые начального дебита служат для определения возможного начального дебита скважин, которые еще не пробурены. Кривые производительности позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца «жизни» скважины.

Кривые начального дебита (в том числе кривые уплотнения и кри­вые расстояние — время), с помощью которых раньше определяли начальный дебит новых скважин, в настоящее время не при­меняются. Это связано с тем, что определение начального дебита по кривым уплотнения (т. е. номере уплотнения пласта скважинами) и по кривым расстояние — время (т. е. в зависимости от расстояния между скважинами и срока эксплуатации того или иного участка до момента вступления данной новой скважины в эксплуатацию) оказалось весьма неточным.

Поэтому в настоящее время с целью определения начального дебита пользуются не кривой расстояние — время, а данными теку­щих дебитов соседних скважин в момент вступления данной сква­жины в эксплуатацию. Если пласты новые, еще не разбуренные, то для установления начального дебита в новых скважинах исполь­зуют данные аналогий с ближайшими геологически сходными раз­буренными пластами.

После определения начального среднесуточного дебита (за первый месяц эксплуатации) в скважине применяют вероятную кривую про­изводительности для выяснения темпа падения начального дебита по годам и вычисления таким образом запаса нефти по данной сква­жине.

В противоположность кривым других типов при построении вероятной кривой производительности не проводят корреляцию сразу всей кривой падения дебита по скважине, а темп падения дебита изучают по отдельным интервалам дебита в пределах каждой скважины путем исследования характера падения последующих дебитов в зависимости от предыдущих.

В отличие от обычной (нормальной) кривой производительности кривая, построенная на основе корреляции двух ближайших дебн- тов, была названа вероятной кривой производительности в связи с использованием при ее построении методов, применяемых в теории вероятности.

При применении статистического метода исходными данными являются дебиты нефти по скважинам. Для построения статистиче­ских кривых обычно используют среднесуточные дебиты скважин по месяцам. В связи с этим для каждого исследуемого пласта соста­вляют таблицу исходных фактических данных.

Для выявления формы связи между двумя ближайшими дебитами с целью подсчета запасов нефти впервые в СССР были применены корреляционные таблицы, которые устранили существовавший про­извол в построении кривых и с помощью методов математической статистики позволили составить объективное суждение о форме связи между дебитами. Применение корреляционных таблиц обеспе­чило наглядное изображение изучаемых закономерностей.

Составленные корреляционные таблицы подвергают тщательному геолого-техническому анализу с целью выявления отдельных точек далеко отклоняющихся от общей тенденции расположения их в таб­лице. Путем такого анализа находят дополнительные факторы, кото­рые должны быть учтены при последующем построении кривых, а также исключают те данные, которые явно не отвечают общей тен­денции расположения точек.

Для более удобного использования вероятных кривых производи­тельности при планировании корреляцию двух ближайших дебитов производят не по годовой добыче, а по среднесуточной (вычисленной по месяцам эксплуатации). Например, имеются дебиты по скважинам какого-либо исследуемого пласта.

Интервал дебитов в логарифмах обычно прини­мают равным 0,1.

Имеющиеся дебиты разносят; по каждой скважине отдельно дебит 10,2, последующий 9,9; предыдущий дебит 9,9, последу­ющий 9,6 и т. д.).

После разноски дебитов в корреляционную таблицу вычисляют средние арифмети­чески взвешенные последующие дебиты.

Таким образом получают предыдущие и последующие дебиты, определяющие вид ве­роятной кривой производитель­ности.

Общая схема подсчета запасов нефти статистическим методом. До 1960 г. категорию запасов А разбивали на две категории: катего­рию (подготовленный запас) и категорию (разведанный запас). В настоящее время выделена лишь общая категория А. Это обуслов­лено тем, что сейчас все запасы нефти подсчитываются преимуществен­но объемным методом, при котором раздельное выделение категорий запасов и весьма затруднительно. Раздельное вычисление запасов категорий и может быть легко произведено лишь ста­тистическим методом, который применяют очень редко и в основном при расчете запасов нефти для старых, истощенных площадей.

При подсчете запасов нефти статистическим методом мы сразу подсчитать запасы по категории А не можем, а расчет приходится вести раздельно: для старых скважнн, пробуренных и находящихся в эксплуатации (бывшая категория ), для новых скважин, которые могут быть пробурены на этой же площади в пределах разведанного контура нефтеносности (бывшая категория ). Сумма этих запасов даст общие запасы по категории А.

В связи с тем что подсчитываемые величины промышленных за­пасов изменяются в зависимости от системы и темпа разработки, для получения сравнимых величин по отдельным месторождениям при применении статистического метода поступают следующим образом.

Условно проектируют скважины на пласт по равномерной треугольной сетке в соответствии с принятой системой разработки, имея в виду, что при батарейных схемах размещения скважин ста­тистический метод в настоящем своем виде обычно не применяется.

Предполагают, что все возможные и намеченные к бурению (согласно принятому расстоянию) скважины введены в эксплуатацию на дату подсчета (обычно на 1/1 календарного года).

Затем на подсчетных планах отдельных пластов проводят совре­менный и первоначальный контуры нефтеносности и выделяют грани­цы запасов по категориям: разведанную, видимую и предполагаемую.

Подсчет запасов по старым скважинам. При расчете запасов применяют одну кривую — вероятную кривую производительности. Для этого составляют: 1) таблицу исходных данных на основе полученной вероятной кривой производительности; 2) таблицу фактических данных о фондах скважин, нахо­дящихся в эксплуатации по исследуемому пласту, на дату расчета.

Составление исходной таблицы значительно облегчает весь рас­чет. Предположим, имеются два дебита — предыдущий и последу­ющий, соответственно равные 100 и 80 т/сутки.

Отношение последующего дебита к предыдущему называют ме­сячным коэффициентом падения дебита, который в данном случае будет равен 0,8.

Зная месячный коэффициент падения, вычисляют все последующие дебиты. Например, 80 X 0,8 = 64 т/сутки затем 64 X 0,8 = = 51,2 т/сутки и т. д. Таким образом определяют все последующие дебиты, не прибегая к громоздким вы­числениям непосредственно по кривой. В связи с указанным и составляют ис­ходную таблицу (табл. 36) по данным построенной кривой, помня о том, что ве­личина месячного коэффициента падения не будет постоянной для всех участков кривой.

Помимо составления исходной таблицы, определяют фонды скважин, находящихся в эксплуатации, и средний дебит на одну скважину на дату подсчета (или так на­зываемый входной дебит). Для этого все эксплуатационные сква­жины разбивают по интервалам дебита в соответствии с интерва­лами дебитов по вероятной кривой производительности, для кото­рых вычислены соответствующие среднемесячные коэффициенты падения. По указанным интервалам по скважинам вычисляют средний текущий (входной) дебит на одну скважину (как сред­нюю арифметическую величину). Затем производят расчет остаточ­ных запасов.

Для определения месячных коэффициентов падения дебита, выполняют следующие расчеты. Из последующих значений дебита, выраженных логарифмах, вычитают предыдущие и определяют месячные коэффициенты падения дебита, которые сглаживают методом скользящей средней (в логарифмах), причем берут последовательно сумму первых трех, деленную на 3.А затем следующих трех.

При подсчете запасов нефти статистическим методом по место­рождениям с газонапорным режимом или режимом растворенного газа необходимо иметь:

1)данные о продолжительности эксплуатации нескольких сква­жин за период не менее одного года;

2)материалы, обосновывающие принятую схему разработка и намечаемый темп ввода скважин в эксплуатацию по годам;

3)сведения о режиме работы горизонта, пластовом давлении и динамике продвижения контура водоносности.

Получаемые при помощи корреляционных таблиц кривые зависи­мости представляют собой, как правило, ломаные линии. Излом фактических кривых является следствием влияния некоторых факто­ров, не учитываемых прн исследовании, на изучаемую зависимость. Поведение ломаных кривых указывает лишь на общий характер зависимости между изучаемыми переменными.

Для интерполяции и особенно экстраполяции кривых необходимо их «сгладить», т. е. подыскать к данной фактической ломаной кривой наиболее близкую теоретическую кривую. Вопрос о форме теорети­ческой кривой, наиболее подходящей к данной фактической, статисти­ческими методами, однако, не решается.

Практически форму связи между переменными в первом приближе­нии можно устанавливать путем наложения полученных средних точек на графики с различными координатными осями (х, у; х, lgy; у, lgx; lgx, lgy), принимая за форму связи между переменными х и у ту связь, которая получается в случае, когда на графике точил ло­жатся более или менее точно на прямую линию.

Если фактические средние точки в одном из графиков (например, с осями lg х, ]g у) ложатся на прямую линию, мы вправе предположить, что между исследуемыми переменными существует гиперболическая связь. Определив таким образом форму связи между переменными, можно найти указанными ниже способами теоретическую формулу зависимости между ними.

Не всегда, однако, наложение фактических точек в графиках с различными координатными осями дает ответ на вопрос о форме связи между исследуемыми переменными. Часто ни в одном из гра­фиков фактические точки не ложатся на прямую. В этом случае при отсутствии каких-либо иных указаний о связи между изучаемыми переменными приходится отказаться от применения теоретической формулы и ограничиться сглаживанием фактической кривой по так Называемому методу скользящей средней.

Сглаживание фактических кривых по методу скользящей средней исключает возможность пользования сглаженной кривой с целью экстраполяции, так как в данном случае не известна закономерность изучаемых переменных за пределами крайних точек фактической кривой.

Сглаживание при помощи скользящей средней производится пу­тем вычисления средней ординаты (или абсциссы) из 3, 5, 7 последовательных значений ординат (абсцисс) фактической кривой с отне­сением этой средней ординаты (абсциссы) к среднему значению абс­циссы (ординаты).

Сглаживание фактических кривых при помощи теоретических формул основывается на применении способа наименьших квадратов. Согласно этому способу наиболее подходящей теоретической кривой к данной фактической будет та, которая удовлетворяет следующему условию: сумма квадратов отклонений всех ординат фактической кри­вой от наиболее подходящей теоретической кривой составляет вели­чину минимальную.

После того как указанным ранее способом выявлена форма связи между переменными, задача установления статистической зависи­мости между ними сводится к определению параметров уравнения, выражающих эту связь.

С указанной целью на основании метода наименьших квадратов составляется пара нормальных уравнений, решение которых позво­ляет определить искомые параметры уравнения наиболее подходящей кривой.

Сглаживание по формуле прямой. В этом случае при установлении формы связи графическим методом точки фактической кривой в системе прямоугольных координат (х, у) рас­полагаются почти по прямой линии, не проходящей через начало коор­динат. Указанное обстоятельство позволяет предполагать наличие прямолинейной связи между исследуемыми переменными.

Таким образом, сглаживание фактической кривой может быть произведено по уравнению прямой

Для вычисления параметров а и b способом наименьших квадра­тов составляем пару нормальных уравнений следующим эмпириче­ским способом:

1)выписываем выражения, на которые множатся параметры урав­нения, в данном случае имеем единицу и х;

2)умножаем последовательно на эти выражения уравнение пря­мой и приписываем к каждому слагаемому полученных уравнений знак , вынося за этот знак искомые параметры а и b; при этом сла­гаемые =an , где n соответствует числу ординат сглаживаемой фактической кривой.

Итак, имеем пару нормальных уравнений:

Таким образом, мы рассмотрели случаи сглаживания фактиче­ских кривых, когда изменения переменных подчиняются закону прямой линии, показательной кривой и параболы (или гиперболы).

Во всех приведенных выше примерах определения наиболее под­ходящих теоретических кривых предполагалось, что ординаты факти­ческих кривых равноценны, т. е. вычислены по одному и тому же числу фактических данных.

Анализ корреляционных таблиц, на основании которых строятся фактические кривые зависимости, показывает, что количество дан­ных, на основании которых вычисляется та или иная последующая ордината фактической кривой, может быть весьма различным.

Поэтому при определении параметров уравнений теоретических наиболее подходящих кривых следует учитывать вес отдельных факти­ческих ординат. Учет веса ординат фактической кривой вызывает некоторую трансформацию таблиц исходных данных и пары нормаль­ных уравнений.

В этом случае пара нормальных уравнений примет следующий вид:

Метод материального баланса основан на изучении изменения фи­зических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в за­висимости от изменения давления в процессе разработки. В процессе извлечения жидкости (нефти и воды), а также газа из пласта в нем происходит непрерывное перераспределение нефти, воды и газа вследствие изменения пластового давления.

Указанные изменения в распределении нефти, газа и воды в пределах пласта и связанные с этим изменения физического состояния газа и нефти используются при подсчете запасов нефти по уравнения материального баланса.

Следует иметь в виду, что имевшееся в начальной стадии раз­работки равновесное состояние в пласте в процессе разработки нарушается, особенно при наличии в нем значительных фациальных изменений. Это затрудняет возможность точного определения сред­него пластового давления, при котором определяется значение всех входящих в формулу коэффициентов. Поэтому при применении метода материального баланса следует на дату расчета строить карту изобар, по которой более точно можно подсчитать среднее арифметически взвешенное по площади (или по объему пласта) пластовое давление. Это среднее пластовое давление и является исходным для определения всех параметров, зависящих от пластового давления.

Совершенно очевидно, что в отдельных случаях при больших аномалиях в распределении пластовых давлений подсчет среднего пластового давления является менее точным, что может значительно снижать точность определения отдельных параметров.

Применение метода материального баланса требует тщательного изучения пласта с самого начала разработки. Для этого необходимо проводить систематические замеры пластовых давлений в скважинах глубинными манометрами, вести точный отбор нефти, газа и воды, подробно исследовать керны и глубинные пробы нефти.

Все геолого-промысловые исследования должны проводиться систематически и с максимальной точностью.

Вывод уравнений материального баланса основан или на изуче­нии баланса между первоначально содержащимися в недрах угле­водородами и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в про­цессе добычи нефти, воды и газа. В соответствии с этим выводы урав­нений материального баланса можно базировать на одном из двух следующих положений: 1) на сохранении материи (т. е. на постоян­стве суммы добытых и оставшихся в недрах углеводородов, выражен­ных в весовых или объемных единицах) или 2) на постоянстве объема пор, первоначально занятых нефтью и газом.

В первом случае, если в пласте в начальных условиях содержа­лось некоторое количество нефти и газа, то и после извлечения части их общее количество углеводородов, оставшихся в недрах и извле­ченных на поверхность, должно быть равно тому количеству их, которое первоначально содержалось в недрах.

Постоянство объема пор сохраняется во все периоды разработки пласта, хотя часть этого объема (первоначально занятая нефтью и газом) может быть в дальнейшем занята наступающей краевой водой. Роль связанной воды при этом не учитывается, так как пред­полагается, что эта вода плотно связана с частицами породы и в пе­рераспределении нефти, газа и краевой воды не принимает сколько-нибудь существенного участия. При выводе формул для простоты расчетов не учитываются упругие свойства породы и флюидов.

Метод материального баланса является динамическим, при его применении состояние пласта рассматривается в зависимости от отбора жидкости, газа и падения пластового давления. Как уже указывалось, при подсчете запасов пользуются некоторыми сред­ними параметрами, определенными для данного среднего пластового давления. В связи с этим необходимо тщательное их определение в лаборатории на промыслах в соответствии с величиной среднего пластового давления, определенного на дату расчета.

При всех выводах уравнений материального баланса примем следующие обозначения:

– балансовый (начальный) запас нефти в объемах при стандартных условиях;

– на копленная добыча нефти в объемах на дату составления уравнения баланса при стандартных условиях.

r – число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем пластовом давлении p ( на дату составления уравнения баланса) и замеренного при стандартных условиях.

– число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем начальном пластовом давлении p0 и замеренного при стандартных условиях;

b – однофазный объемный коэффициент пластовой нефти на дату расчета (при растворении в нефти r м3 газа при давлении p на дату расчета);

– однофазный объемный коэффициент пластовой нефти на начало разработки (при растворении в нефти r0 м3 газа при начальном давлении p0 ) ;

v – объемный коэффициент пластового газа при давлении на дату расчета, согласно формуле:

– объемный коэффициент пластового газа при давлении p0 на начальную дату (имеет то же выражение, что и v1 но при давлении p0)

rp – средний газовый фактор за период добычи Qн объемов нефти (т.е. за период падения давления от p0 до p), отнесенный к стандартным условиям, определяется как частное от деления накопленной добычи газа на накопленную добычу нефти (Qн) на дату расчета;

Qr – первоначальный запас свободного газа в газовой шапке в объемах при стандартных условиях;

δ – отношение объема газа, находящегося в газовой шапке (в пластовых условиях), к объему нефти с растворенным в ней газом (тоже в пластовых условиях). При постоянной мощности пласта это отношение равно частному от деления площади, ограниченной контуром газоносности, к площади нефтеносности, расположенной между контурами водоносности и газоносности:

, откуда можно

W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p, замеренное при стандартных условиях;

w – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p1 замеренное при стандартных условиях;

b1 – двухфазный объемный коэффициент совместно пластовой нефти и газа (нефтегазовой смеси), учитывающий изменение единицы объема нефти при контактном методе ее исследования путем снижения давления от p0 до p. В этом случае при снижении давления от p0 до p из нефти выделяется r0-r объемов газа, который при давлении p, находясь в контакте с нефтью, занимает объем (r0-r)v; тогда двухфазный коэффициент получит следующее выражение:

В связи с указанными определениями объемных коэффициентов пластовой нефти необходимо иметь в виду, что однофазный коэффи­циент пластовой нефти изменяется прямо пропорционально измене­нию пластового давления, а двухфазный коэффициент изменяется обратно пропорционально изменению пластового давления (за счет своей газовой фазы), т. е. с увеличением давления уменьшается и с уменьшением пластового давления увеличивается.

При применении метода материального баланса должны быть определены следующие величины.

1.Накопленная добыча нефти () на дату расчета в , т. е. вся добытая нефть с начала разработки на дату расчета.

2.Количества объемов газа, растворенных в 1 нефти на на­чало разработки () и на дату расчета (r), в /.

Эти величины определяют либо в лаборатории в отобранных глубинных пробах пластовой нефти, либо по имеющимся в лите­ратуре графикам растворимости газа в нефти в зависимости от средних пластовых давлений.

3.Средний газовый фактор (), который определяется за весь период разработки на дату расчета как частное от деления накоп­ленной добычи газа на накопленную добычу нефти

4.Объемные коэффициенты пластовой нефти на начало разра­ботки () и на дату расчета (b).

5.Объемные коэффициенты пластового газа на начало разработки (v) и на дату расчета (v).

6.Двухфазный объемный коэффициент пластовой нефти ()

7.Доля газоносной части пласта () по отношению к объему нефтеносной части пласта. При постоянстве мощности продуктивного пласта в пределах всей площади величина равна отношению газо­носной площади пласта к нефтеносной.

8.Вошедшая в пласт вода (W).

9.Добыча воды (w) определяется с начала разработки в .

Динамические коэффициенты () определяются для средних пластовых давлений, которые вычисляются по состав­ленным картам изобар.

Согласно Инструкции при подсчете запасов методом материаль­ных балансов необходимо иметь:

а) данные лабораторных исследований о растворимости газа в нефти и изменении в связи с этим объема нефти в пластовых усло­виях при различных давлениях;

б) данные об изменении объема углеводородных газов при различ­ных давлениях с учетом отклонения их от законов идеальных газов;

в) сведения о контурах газоносности и нефтеносности, а также данные о среднем газовом факторе;

г) сведения о добыче нефти, газа и воды с начала разработки горизонта (суммарно и по месяцам);

д) сведения о режиме работы горизонта и данные о динамике изменения пластовых давлений, а также все исходные данные для составления карт изобар.

Метод материального один из методов подсчета запасов нефти, основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Является динамическим, и его применение требует тщательного изучения пласта с самого начала разработки.

Статистический метод основывается на изучении статистических сведений о добыче нефти за прошлые годы и построения соответствующих кривых, характеризующих закономерность изменения дебита в зависимости от тех или иных факторов. Характер этих закономерностей прослеживается при изучении статистических сведений о добыче нефти. Основным недостатком метода является то, что построение кривых ведется на основе прошлого, и для расчета добычи в будущем приходится экстраполировать кривые, перенося тем самым автоматически на будущее дефекты прошлой эксплуатации.

Применение статистического и метода материального баланса возможно лишь при длительной разработке. На начальных стадиях применяется только объемный метод.

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. Объемный метод наиболее точный и наиболее распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения.

Список литературы

1.И.С.Гутман. «Методы подсчета запасов нефти и газа» М. 1985

2.Е.Ф.Крейнин . «Нефтегазопромысловая геология» 2011

3.М.А.Жданов. «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» М. 1970

4.Т.Г.Бжицких. «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа»1971

🎬 Видео

Подсчет запасов нефти и газа объемным методомСкачать

Как рассчитать площадь земельного участкаСкачать

Построение структурной карты Геология нефти и газа часть 1 Ильдар ИбрагимовСкачать

QGIS площадь полигона: 5 простых способов посчитать (2021)Скачать

Геология нефти и газа для заочников Ильдар ИбрагимовСкачать

QGIS 3 - № 5. Расчет площадей.Скачать

Как рассчитать площадь будущего дома.Скачать

Как посчитать площадь комнаты в квадратных метрах – снято на видеоСкачать

Лекция 2Скачать

Площадь стен | Как посчитать квадратные метрыСкачать

Секреты и приемы AutoCAD | № 5 | Как подсчитать площадьСкачать

Площадь застройки, что в нее входитСкачать

Проекты разработки месторождений ч.10 (4-10) / Field development projects part 10 (4-10)Скачать

ПЛОЩАДЬ КРУГА. ЛАЙФХАК #math #логика #загадка #математика #геометрияСкачать

Площадь круга. Математика 6 класс.Скачать