Содержание

Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Подсчет запасов нефти и свободного газа на разных стадиях изученности залежей в коллекторах порового типа
Подсчет запасов нефти и газа
Основы подсчета запасов нефти и газа
Объемный метод подсчета запасов нефти
🎥 Видео

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

Добыча нефти и газа

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

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

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

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.

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.

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

Подсчет запасов нефти и газа

Основы подсчета запасов нефти и газа

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений . Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

объемный метод — наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;
метод материального баланса — используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;
метод натурного моделирования — применяется для определения оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm k н η п δ / b ,

где Q — промышленные запасы, т;
V — объем нефтенасыщенных пород, м 3 ;
k н — коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
η п — коэффициент извлечения нефти, доли единицы;
δ — плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м 3 ;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м 3 товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Значения величин m , k н , η п , δ и b определяются путем лабораторных исследований.

Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С 1 — по формуле

где S – нефтеносная площадь на поверхности, м 2 ;
h — средняя эффективная мощность пласта, м;
α’ — угол падения пласта.

Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

Видео:Геология нефти и газа для заочников Ильдар ИбрагимовСкачать

Объемный метод подсчета запасов нефти

Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью.

Подсчет запасов нефти объемным методом производится по каждому продуктивному пласту. Если внутри продуктивного пласта выделено два или более проницаемых прослоев, отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то подсчитывать запасы нефти следует по каждому из них в отдельности. Когда в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета запасов нефти объемным методом имеет следующий вид:

Q — балансовые запасы нефти;

F — площадь нефтеносности;

h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта;

kн — коэффициент нефтенасыщенности пласта;

ρ — плотность нефти в поверхностных условиях;

θ — пересчетный коэффициент;

k_П — коэффициент пористости пласта.

Площадь нефтеносности F продуктивного пласта контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев. Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных мощностей нефтенасыщенных частей пласта, на основе которых рассчитывают F и h. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта в масштабе 1:5000 — 1:50000 (иногда 1 : 100000).

Если в горизонте обнаружено несколько залежей с разными водонефтяными контактами, то подсчетные планы составляются по кровле каждого из пластов, содержащих отдельные залежи. Контуры категорий запасов в этом случае для каждой залежи определяются отдельно.

В залежах, разбуренных сеткой эксплуатационных скважин и приуроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчивостью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктивных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раздельно, так как они отличаются коэффициентами нефтеотдачи.

Эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по данным комплекса геофизических исследований скважин с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение водонефтяного контакта, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Положение водонефтяного контакта определяется по каротажу скважин и уточняется опробованием. При отбивке водонефтяного контакта следует учитывать наличие переходной зоны.

При сильной расчлененности продуктивного пласта нередко отметку водонефтяного контакта установить не удается. Тогда его высотное положение условно принимается на уровне отметки нижней дыры перфорации скважины, давшей при опробировании нефть.

Мощность эффективных нефтенасыщенных прослоев определяется по данным бокового каротажного зондирования, кавернометрии, микрозондирования, радиоактивного каротажа, зарегистрированным в масштабе 1:200. При сильной расчлененности продуктивного пласта запись перечисленных каротажных диаграмм следует вести в более крупном масштабе (1: 100 и 1: 50).

С целью установления кондиционных значений пористости и проницаемости следует проводить поинтервальное опробование наиболее характерных прослоев. При расчете эффективной мощности пласта (или прослоя) следует включать только те прослои (или пропластки), значения открытой пористости которых оказались выше кондиционных при условии определения их по геофизическим данным. Если открытая пористость определяется по керну, то в расчет принимаются все прослои, проницаемость которых выше кондиционной. Выделенные таким образом прослои должны быть тщательно увязаны с керном, вынесенным из этих же интервалов. При наличии в керне непроницаемых разностей их мощность должна быть исключена из мощности проницаемого прослоя.

Средняя по залежи эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади по формуле:

где: hi — среднее значение мощности между двумя соседними изопахитами;

fi — площадь между двумя соседними изопахитами.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости.

Существует несколько вариантов вычисления средних значений открытой пористости по залежам, зависящих от объема фактического материала имеющегося по каждой скважине.

1. Если по залежи имеется надежная увязка значений открытой пористости, определенных по керну, с этими же значениями по геофизическим данным, то расчет средних значений открытой пористости по скважинам следует вести по данным геофизики путем взвешивания значений пористости пластов (прослоев) по их мощности. В этом случае средняя открытая пористость по скважине равна:

где: m_i — открытая пористость отдельного пласта (прослоя);

h_i — мощность пласта ( прослоя ).

Среднее значение открытой пористости по залежи равно среднему арифметическому из ее значений по скважинам.

2. Если нет надежной увязки значений открытой пористости по керновым и геофизическим данным, то среднее значение этого параметра по керну как среднее арифметическое из всех значений открытой пористости, проницаемость которых выше кондиционной.

Среднее значение открытой пористости по залежи равно среднему арифметическому из ее значений по скважинам.

3. Расчет среднего значения открытой пористости залежи по общему числу определений керна из всех скважин производят при полной однородности пласта и разрезу, а также пласта по площади и разрезу, а также при очень малом числе определений открытой пористости. Это обычно имеет место при низком качестве разведочных работ. Запасы такой залежи не могут быть отнесены к высоким категориям.

Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности kn. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости.

Для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент.

В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи.

Чтобы получить извлекаемые запасы, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи. Величина коэффициента нефтеотдачи тесно связана с режимом залежи. Извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

где: Q_бал — балансовые запасы

η — коэффициент нефтеотдачи пласта (зависит от режима залежи).

Объемный метод подсчета запасов нефти является основным методом. Он применим для подсчета запасов нефти в недрах при любом режиме работ залежи в контуре любой категории запасов.

Дата добавления: 2014-12-03 ; просмотров: 14765 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ