Объемный метод подсчета запасов нефти

Общие сведения о классификации запасов нефти и газа

Тема 6.4 Методы подсчета запасов нефти и газа

Студент должен:

знать: группы и категории запасов нефти и газа, методы их подсчета, сущность объемного метода подсчета запасов нефти и газа;

уметь: производить подсчет запасов нефти и газа по исходным данным.

Классификация залежей по народнохозяйственному значению:

1.

Все запасы нефти и газа делятся на:

1.Балансовые - разработка запасов, которые рентабельны в настоящее время.

2.Забалансовые - разработка не рентабельна в настоящее время, но могут рассматриваться в дальнейшем в качестве объекта разработки.

3.Прогнозные – предполагаемая нефтегазоносная перспективность региона.

На основе подсчитанных запасов проектируется карта разработки месторождения, планирование добычи нефти и газа. Размеры запасов обуславливают объем капиталовложений на строительство и обустройство месторождений, нефтегазопроводов, городов и поселков.

Подсчет запасов - итог процесса разведки месторождения. Классификация запасов основана на степени изучения месторождения и разделяются на категории А,В, С₁, С₂.

Подсчет запасов происходит объемным методом. При подсчете основного полезного ископаемого, отдельно делается подсчет запасов всех сопутствующих компонентов (конденсат, сера, йод, бром, гелий, галит и т.д.) Подсчет ведется по каждой залежи отдельно и по всем вместе.

Категории запасов:

А - запасы нефти и газа, залежи которых изучены с детальностью: формы, размер залежей, определение hэф (мощности); kn (коэффициента нефтенасыщения); характер изменения коллекторских свойств, количественный и качественный состав нефти и газа, и сопутствующих компонентов, особенности залежи - режим работы залежи, продуктивность скважин, давление, проницаемость коллекторов, гидропроницаемость. Запасы категории А подсчитываются в процессе разработки.

В - запасы нефти или газа, промышленная нефтегазоносность которая установлена, при получении притоков нефти и газа из скважин на различных гипсометрических отметках, а так же на основании геофизических исследований скважины и керна.

Детально изучается состав нефти, газа и сопутствующих компонентов, как в поверхностных, так и в пластовых условиях. Остальные показатели залежей (см. к А) изучаются приближенно. По нефтяным залежам проводится пробная эксплуатация скважин, а по газовым - устанавливается промышленная ценность нефтяной оторочки.

С₁ - запасы нефти и газа по залежам, нефтегазоносность которых установлена при получении притоков из отдельных скважин. При благоприятных геофизических исследованиях скважины в ряде других скважин, а так же запасы нефти или газа по части залежи, примыкающей к площадям с запасами более высоких категорий.

С₂ - запасы нефти или газа, наличие которых предполагается на основании геологических и геофизических данных по отдельным участкам, блокам и пластам изученных месторождений. Запасы новых структур в пределах известных нефтегазоносных районах. Забалансовые запасы категории С₂ не подсчитываются.

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 = F ∙ h ∙ k_н ∙ ρ ∙ θ ∙ k_П, где:

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: 2014-12-08