Методы подсчета запасов нефтяных месторождений. Метод подсчета запасов нефти


Методы подсчета запасов нефтяных

 

 

При подсчете запасов нефти применяют следующие методы: объемный, статистический и материальных балансов.

Объемный метод основан на использовании данных о геологических условиях распределения нефти в горных породах и имеет следующие разновидности: собственно объемный метод, объемно-статистический, объемно-весовой, гектарный и изолиний.

При объемном методе подсчета  запасов используется формула: 

Q=SmζμRγη,

где Q-извлекаемый запас нефти, т;

S-площадь нефтеносности, м;

m-эффективная мощность пласта, м;

ζ-коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород;

μ-коэффициент насыщения пласта нефтью;

R-коэффициент отдачи;

γ-удельный вес нефти;

η –пересчетный коэффициент,учитывающий усадку нефти.

Обемно-статистический метод. Аналогичен предыдущему. Отличие в том, что при отсутствии соответствующих данных о коэффициентах насыщения и нефтеотдачи последние определяются по разработанному (истощенному эксплуатацией) горизонту по формулам.

Объемно-весовой метод. Применяется  для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из которых ведется шахтным способом.

Q=Smd,

где Q-балансовый запас нефти, т;

S-продуктивная площадь, м;

m-нефтенасыщнная мощность пласта, м;

d-нефтенасыщенность на 1 м³ породы, определенная в лаборатории, т.

Гектарный метод. Метод подсчета запасов нефти на 1 га площади и на 1 м мощности можно кратко назвать «гектарным методом», который, по существу, является разновидностью объемного.

Метод изолиний. Применяется с 60-х годов. Для этого используют основные показатели формулы используемой при подсчете запасов объемным методом.



biofile.ru

Методы подсчета запасов нефти и газа — Мегаобучалка

(Слайд1G4_11)

Для подсчета запасов нефти применяют методы:

- объемный,

- статистический,

- материального баланса.

 

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на геологических условиях распределения нефти в горных породах: нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и полезную пористость слагающих его пород. Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

где Q — извлекаемый (промышленный) запас нефти в т;

F — площадь нефтеносности в м2;

h — мощность нефтенасыщенного пласта в м;

k0п — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

qн— коэффициент нефтенасыщения;

n — коэффициент нефте-отдачи;

у — удельный вес нефти на дневной поверхности;

O — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

Числовые значения коэффициентов, входящих в формулу объемного метода, определяются на основании геолого-промыслового изучения пласта и данных лабораторных исследований.

Методика определения параметров залежей нефти и газа для подсчета запасов объемным методом изложена М.А. Ждановым (1962), В.С. Мелик-Пашаевым, М.Н. Кочетовым, А.В. Кузнецовым и Л.П. Долиной (1963).

 

 

Статистический метод подсчета запасов нефти основан на изучении кривых падения дебита скважин с применением метода математической статистики. Кривые строятся по данным статистического мате-риала о добыче нефти за прошедшее время. При использовании их стремятся выявить влияние тех или иных факторов на дебит скважин. Выявленными зависимостями руководствуются при построении кривых (называемых кривыми эксплуатации) и их экстраполяции для определения возможной добычи и запасов нефти. Цифра запасов нефти, определяемая по кривым падения дебита, выражает их в динамической форме, что имеет значение для практических выводов.

Используя методы математической статистики (построение логарифмических корреляционных таблиц; различных кривых: уплотнения, оценочных, падения дебита, производительности, накопления добычи, сглаживания кривых зависимости и др.), выявляют закономерности в изменении дебитов для отдельных участков пласта и для всего пласта.

Статистический метод можно применять для пластов с режимом растворенного газа, с газонапорным режимом и, как исключение, для пластов с неэффективным водонапорным режимом (Жданов, 1962).

 

 

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в залежи в процессе ее разработки.

При применении этого метода на дату расчета строят карту изобар, по которой можно подсчитать среднее, арифметически взвешенное по площади (или по объему пласта) пластовое давление, являющееся исходным для определения всех параметров, зависящих, от пластового давления.

Вывод уравнений материального баланса основан 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. Вывод уравнений материального баланса приведен М.А. Ждановым (1962), С.Д. Пирсоном (1961), Амиксом, Бассом и Уайтингом (1962).

 

 

Для подсчета запасов газа используют методы:

- объемный,

- по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах,

- по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.

 

 

Объемный метод подсчета запасов газа основан на установлении геологических границ распространения газовой залежи, характера порового пространства и соответствующем пластовом давлении.

 

Метод подсчета газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации залежи.

Для водонапорного режима залежи этот метод неприменим, однако при неэффективном водонапорном режиме его все же применяют.

 

Запасы нефти, газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов разделяются на две группы:

- балансовые,

- забалансовые.

 

Балансовые запасы удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации; забалансовые — нерентабельные для эксплуатации (низкое качество нефти и газа, малая производительность скважин, сложность эксплуатации и др.).

В числе балансовых запасов нефти и конденсата выделяются и учитываются запасы извлекаемые. Коэффициент извлечения пластовых флюидов определяется соответствующими технико-экономическими расчетами.

 

(Слайд1G4_11А)

Запасы нефти и газа того или иного месторождения по степени их изученности подразделяются на четыре категории: А, В, С1и С2.

Запасы по категории А наиболее детально разведаны, подсчитаны на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа; геолого-физические параметры пласта и состав флюидов также детально изучены.

Запасы по категории В еще требуют детализации. Они подсчитаны по данным промышленных притоков нефти и газа, полученным не менее чем по двум скважинам, вскрывшим продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках, а также в соответствии с благоприятными показателями каротажа скважин; геолого-физические и другие параметры в целом по месторождению изучены приближенно.

Запасы по категориям С1и С2выявлены приблизительно по данным геолого-поисковых или геофизических работ, при получении промышленного притока нефти или газа хотя бы по одной скважине (категория С1), по аналогии с соседними разведанными месторождениями; запасы по категории С2устанавливают для новых структур, в пределах нефтегазоносных провинций (областей) по пластам, продуктивность которых известна по другим месторождениям. Кроме того, запасы по категории С2устанавливают для неразведанных тектонических блоков и пластов, продуктивность которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных.

Раздел 2. Теоретические вопросы процесса технологии бурения нефтегазовых скважин

Бурение – сложный и трудоемкий процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы (скважины) путём разрушения горных пород на забое и извлечения продуктов разрушения на поверхность.

Процесс бурения скважины состоит из следующих основных операций:

- углубление скважины посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

- удаление выбуренной породы из скважины;

- крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;

- проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

- спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

Помимо проведения основных операций, при бурении необходимо решать вопросы, связанные с выбором технологии бурения, определением типов и размеров долот, типов и характеристик буровых растворов и т.д.

В этом разделе освещены вопросы технологии бурения нефтяных и газовых скважин вращательным способом, включая турбинное и роторное бурение. Приведена схема буровой установки и рассмотрена конструкция скважины. Описаны все элементы бурового инструмента: долота, бурильные трубы, забойные двигатели, устройства для изменения направления скважины. Особое внимание уделено назначению и типизации породоразрушающего инструмента. Подробно рассмотрены и классифицированы буровые растворы, используемые при проводке скважин. Проанализированы режимы бурения в комплексе с физическими свойствами горных пород и гидравлической программой промывки ствола и забоя скважины. Описаны осложнения, возникающие в процессе бурения скважин. Приведены действия по подготовке скважины и бурового оборудования к обсаживанию скважины и основные правила спуска обсадной колонны.

megaobuchalka.ru

Методы подсчета запасов нефти

Изобретательство Методы подсчета запасов нефти

просмотров - 177

Классификация запасов месторождений нефти и горючего газа

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуще­ствляются выбор рациональных направлений развития геолого­разведочных работ, планирование добычи нефти и газа, проекти­рование разработки месторождений.

Размеры запасов обусловливают объем капиталовложений на строительство и обустройство промыслов и иефтегазопроводов, а также на строительство городов и жилых посœелков в районах газонефтепромыслов.

Разведанные запасы нефти, газа и сопутствующих компонен­тов служат сырьевой базой для действующих, реконструируемых и проектируемых предприятий нефтяной, газовой и нефтехими­ческой промышленности. «Основами законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах» предусматривается крайне важность обеспечения достоверности определœения количества и качества базовых и совместно с ними залегающих полезных ископаемых. Одним из условий сохранности недр является достижение макси­мального извлечения полезных ископаемых из недр.

С целью повышения степени достоверности размеров запасов полезных ископаемых создан общесоюзный орган — Государ­ственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГК.З СССР). В ее задачи входят установление и разработка кондиций на минœеральное сырье, проверка и утвер­ждение разведанных балансовых и забалансовых запасов всœех полезных ископаемых страны, проведение единой технической политики в области установления принципов подсчета разведанных запасов и определœения подготовленности месторождений для про-

мышленного освоения. ГКЗ СССР разрабатывает классификации запасов месторождений полезных ископаемых, а также инструк­ции по их применению.

Классификация запасов нефти и горючего газа устанавливает единые принципы подсчета и учета запасов этих полезных ископае­мых в недрах исходя из степени изученности месторождений (залежей) и подготовленности их для промышленного освоения.

При определœении запасов нефти и газа подлежат обязатель­ному подсчету и учету запасы всœех сопутствующих им компонен­тов (конденсата͵ гелия, серы и др.). Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов производится отдельно по каждой залежи и по месторождению в целом.

Запасы нефти и конденсата подсчитываются и учитываются в тысячах тонн, запасы газа — в миллионах кубических метров,, запасы гелия — в тысячах кубических метров при стандартных условиях (при давлении 0,1 МПа и температуре 293 К).

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по народ­нохозяйственному значению разделяются на две группы, подле­жащие отдельному подсчету и учету: балансовые, разработка которых в настоящее время рентабельна, и забалансовые, разра­ботка которых нерентабельна в настоящее время, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В составе балансовых запасов нефти, газа и конденсата вы­деляются извлекаемые запасы, которые можно извлечь из недр при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.

По геологическому строению залежи нефти и газа подразде­ляются на две группы. К I группе относят залежи простого геоло­гического строения с выдержанными мощностью и коллектор-скими свойствами. Залежи, в которых эти параметры резко из­менчивы, относятся ко II группе.

Основным графическим документом при подсчете запасов яв­ляется подсчетный план. Он составляется на основе карты поверх­ности кровли коллекторов продуктивного пласта в масштабе 1 : 5000—1 : 50000 (иногда 1 : 100000). На ней должны быть указаны границы категорий запасов, контуры нефтегазоносности, результаты опробования скважин, категорий скважин, харак­теристики коллекторских свойств и т. п.

Изученность залежей нефти и газа

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по степени изученности подразделяются на четыре категории — А, В, Q и С2 (табл. 6).

23S

Таблица 7 Доля балансовых запасов категорий В и С] в % от суммарных балансовых запасов залежей
    Нефть в районе   Газ в районе  
    но   ЗОМ   развитом   новом   ! развитом  
    В   1 с,   В   1 с,   В   1 С'   1 В   С,  
Простого строения Сложного строения     70 100     80 100     80 100     80 100  

Подготовленность месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения

i Классификацией определяются количественные соотношения балансовых запасов категорий В и Q, на основе которых произ­ водятся утверждение проектов разработки и выделœение капиталь­ ных вложений на строительство промысловых объектов и промыш­ ленных сооружений. Эти количественные соотношения зависят от флюида, сложности геологического строения залежей и приурочен­ ности их к районам с развитой нефтегазодобывающей промышлен­ ностью или к новым районам (табл. 7).

Приведенные соотношения определяют подготовленность для промышленного освоения залежей нефти и газа, запасы которых утверждены ГКЗ СССР. При этом для небольших залежей допу­скаются исключения. Так, нефтяные и нефтегазовые залежи с извлекаемыми запасами до 25 млн. т и газовые залежи с запа­сами до 25 млрд. м3 могут вводиться в разработку по согласованию с ГКЗ СССР на базе оперативно подсчитанных запасов, утвер­жденных ЦКЗ министерств, с последующим утверждением в ГКЗ •СССР в течение трех лет.

По многозалежным месторождениям, введенным в разработку на основании запасов, утвержденных ГКЗ СССР, разработка запасов во вновь выявленных горизонтах при отсутствии необ­ходимости дополнительного выделœения большого объема капи­тальных вложений может осуществляться на базе оперативного подсчета по данным бурения добывающих скважин.

Объемный метод

Объемный метод основан на определœении объема порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий

одну залежь с единым ВНК (ГВК). В случае если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделœено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пере­счете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах под-счетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным ме­тодом имеет следующий вид: QI13B. „ = Fhkn. 0&„р9т|, где QII3B. н — извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта͵ м; kn. о — коэффициент открытой пористости; ka — коэффициент неф-тенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3; Q — пересчетный коэффициент; т) — коэффи­циент извлечения нефти.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых про­слоев.

В залежах, разбуренных сеткой добывающих 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 извлечения нефти. Средняя эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по соответствующим картам внутри контура запа­сов каждой категории и вычисляется как средняя взвешенная по площади: h = (2 й/Д)/2 fi, где hL — среднее значение мощности двумя сосœедними изопахитами; Д — площадь между двумя со­седними изопахитами.

Для определœения объема порового пространства объем нефте­насыщенной части пласта-коллектора Fh умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости &п. 0.

Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам в зависимости от того, каким образом определœен параметр—по керну или по промыслово-гео-физическим данным.

По керну открытая пористость определяется в тех случаях, когда нет надежной увязки между промыслово-геофизическими и керновыми данными. При этом предварительно исследуется ста­тистическая связь между проницаемостью по керну и значениями асп или другого геофизического параметра с целью установления кондиционного значения проницаемости по кондиционному зна­чению асп. Все значения открытой пористости из проницаемых интервалов пласта͵ которым соответствуют некондиционные зна­чения проницаемости, отбраковываются. Из оставшихся после отбраковки представительных определœений открытой пористости вычисляется среднее арифметическое значение, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ прини-

мается в качестве среднего значения открытой пористости по залежи.

Когда открытая пористость определœена по промыслово-геофи-зическим данным, предварительно вычисляют среднее значение этого параметра по скважинам путем взвешивания открытой по­ристости каждого проницаемого прослоя внутри пласта по мощ-

ности прослоя:

Средняя открытая пористость по залежи зависит от равномер­ности скважин и особенностей строения продуктивного пласта. При равномерном расположении скважин среднее значение по залежи определяется как средняя арифметическая величина из средних значений по скважинам. В случае неравномерного рас­положения скважин составляется карта значений открытой пори­стости и среднее значение определяется взвешиванием по площади. В случае если в продуктивном пласте наблюдается закономерное соответ­ствие высоким значениям эффективной мощности высоких значе­ний открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hkn.0. Среднее значение открытой пористости по залежи вычисляется путем взвешивания этого параметра по объему

коллекторов залежи

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

Нефтенасыщенность переходной зоны определяется как сред­няя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи.

Для определœения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем Fhkn. Oksнужно умножить на плотность нефти рн, величина которой берется равной средней арифмети­ческой по скважинам.

Для приведения объема пластовой нефти к объему сепариро­ванной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент 9.

8 результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают величину балансовых запасов нефти. При этом на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Чтобы получить величину извлекаемых запасов, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент извлечения нефти ц, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента извлечения нефти зависит от вязкости нефти, про­ницаемости, плотности сетки скважин, неоднородности коллек­торов и других параметров. Для залежей, выходящих из раз-

Читайте также

  • - Методы подсчета запасов нефти

    Классификация запасов месторождений нефти и горючего газа МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуще­ствляются выбор рациональных направлений развития... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Методы подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие коэффициента извлечения нефти.

    Поиск Лекций

     

    Для подсчета запасов нефти используют методы: объемный, статистический и материального баланса.

    Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Запасы нефти Q определяют по формуле

     

    Q = Fhmbнhнrq, (1.6)

    где F - площадь нефтеносности; h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта; m - коэффициент открытой пористости; bн - коэффициент нефтенасыщения; hн - коэффициент нефтеотдачи; r - плотность нефти в поверхностных условиях; q - коэффициент, учитывающий усадку нефти, величина, обратная объемному коэффициенту Вн, т.е. q = 1/Вн.

    Эффективная мощность определяется как среднеарифмитическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или как средневзвешенная мощность по всей площади залежи.

    Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной мощности пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

    Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

    Коэффициент нефтеотдачи - отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки месторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т.д.

    Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

    Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

    Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

    Начальные запасы нефти рассчитываются по данным изменения газосодержания в пласте по формуле (5)

    QнВ1 - (W - w)

    Q = B - (R-Ro)V + d (V-Vo) , (1.7)

    где Qн - суммарная накопленная добыча нефти; В1 - двухфазный объемный коэффициент нефти, В1 =В+(Ro-R)Vo; Во, В - объемные коэффициенты пластовой нефти соответственно на начало разработки и дату расчета; Ro, R - объемы растворенного газа в 1 м3 нефти при давлении rо и r; Vo, V - соответствующие объемные коэффициенты газа; W,w - объемы вошедшей в пласт воды и добытой; d - доля объемной газоносной части пласта.

    Метод материального баланса применяется наряду с объемным методом при подсчете запасов в залежах, работающих при упруго-водонапорном и смешанных режимах, а также при оценке пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, где затруднительно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, необходимых при использовании объемного метода.

    Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов свободного газа определяют объемным методом и реже методом по падению давления.

    При объемном методе извлекаемые запасы газа V рассчитывают по формуле

    V = Fhmf(raк - rкaк)bгhг (1.8)

     

    где F - площадь в пределах контура газоносности; h - эффективная газонасыщенная мощность; f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям f=(Т+tст)/(Т+tпл), Т=2730С, tст=200 С, tпл - пластовая температура; p, pк - средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное остаточное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов и снижения на устье давления до 0,1 МПа; a, aк - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений r и rк,

    a=RT/pV,

    bг - коэффициент газонасыщенности; hг - коэффициент газоотдачи.

    Показатели F, h, m определяются так же, как и при расчете запасов нефти объемным методом. Пластовые давления получают по данным восстановления давления при закрытии скважины. Коэффициент газоотдачи находят по результатам лабораторного изучения на кернах вытеснения газа водой, а также на основе статистических материалов разработки месторождений газа на других площадях.

    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 возможен в первую очередь за счет равномерного изучения разреза отложений нефтяных и газовых залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно с точки зрения повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий С1 и С2 выделяются по ним в единых границах. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. Если пласты изучены неравномерно, то границы площадей с запасами категорий С1 и С2 выделяются по каждому из пластов в соответствии с их изученностью.

    Определение параметров при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей объемным методом осуществляется следующим образом.

    Продуктивные площади F пластовых и массивных залежей нефти и свободного газа контролируются картами поверхности коллекторов, составляемыми по данным поисковых и разведочных скважин с учетом сейсмической карты по ОМГ, а также границами контуров нефтегазоносности, проведенными на основе данных о положении ВНК, ГНК и ГВК, уточненных по результатам вновь пробуренных скважин.

    Определенная по данным ГИС эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина hн.эф(hг.эф) продуктивного пласта по каждой скважине слагается из интервалов, в которых фактические значения aсп выше, а DJy, DJny ниже принятых кондиционных. При составлении карт эффективных толщин и на этой стадии в случаях литолого-фациального замещения применяется интерполяция только “на середину”.

    Коэффициенты открытой пористости kп.о и нефте(газо)насыщен-ности kн(kг) коллекторов могут быть рассчитаны.

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

    Начальное пластовое давление ро в газовых залежах рассчитывается по данным каждой скважины с приведением их к уровню центра тяжести залежи.

    Особенности подсчета запасов на разрабатываемых залежах

    Подсчет запасов нефти на разрабатываемых залежах базируется на значительно большей степени их изученности вследствие более плотной разбуренности эксплуатационными скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответствии с требованиями инструкции по применению Классификации (1984 г.).

    Большая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах, находящихся в разработке и связанных с неоднородными горизонтами и пластами, позволяет не только детализировать границы распространения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять карты эффективных нефтенасыщенных толщин как нерасчлененных пластов, так и отдельных пропластков, участвующих в строении расчлененных пластов. В результате появляется возможность для более детальной дифференциации объектов по площади и разрезу. Дифференцированный подсчет запасов основан прежде всего на выделении пропластков и определении их объема при резкой неоднородности продуктивных пластов, обусловливающей различие их параметров по площади и разрезу.

    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 разрабатываемых залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности пропластков или пластов. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефтегазонасыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов, устанавливаемого по разведочным скважинам.

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

    по пластам, а в расчлененных пластах в свою очередь - по пропласткам;

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

    по нефтяной, водонефтяной, газовой, водонефтяной зонам;

    по зонам разных коллекторских свойств и литологических разностей пород, продуктивности коллекторов (ВПК и НПК).

    Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета

    Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн0 и конечного коэффициента извлечения нефти kизвл.н.

    Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

    При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т.п.

    Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

    В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

    Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно, и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи, зависят от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы.

    Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может производиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

    1) поиска и оценки месторождений;

    2)подготовки месторождений к разработке;

    3) ввода месторождений в разработку;

    4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

    5) на поздней стадии разработки.

    В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

    На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Для оценки коэффициентов извлечения используются зависимости, рассчитанные с помощью многофакторного анализа данных разработки достаточно большого числа залежей нефти аналогичного геологического строения, находящихся на поздней стадии разработки или законченных разработкой.

    На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. Методической основой экономического обоснования извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти являются положения Временной методики экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

    Извлекаемые запасы определяются по результатам расчетов технико-экономических показателей вариантов разработки с использованием методов, применяемых при проектировании разработки. Эти методы, основанные на математическом описании пластовых систем и процессов, происходящих при разработке залежей, позволяют учесть в рамках имеющейся информации влияние особенностей геологического строения каждого эксплуатационного объекта на технологические показатели разработки. Варианты различаются границами и числом эксплуатационных объектов, способами и агентами воздействия на пласт, схемами размещения и плотностью сетки скважин, темпами разбуривания, режимами работы и способами эксплуатации скважин с учетом ограничений, связанных с технологическими возможностями, правилами ведения горных работ, требованиями по обеспечению охраны недр и окружающей среды.

    В рассматриваемых вариантах необходимо предусматривать применение прогрессивных технологий, освоенных промышленностью. Расчетная динамика технологических показателей разработки по вариантам позволяет определить извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения с учетом необходимых технико-экономических критериев. Сравнение и выбор рекомендуемых вариантов разработки проводится по технико-экономическим критериям эффективности их применения с учетом полноты и комплексности использования запасов нефти. Технико-экономическая оценка величины извлекаемых запасов производится по максимуму народнохозяйственного эффекта от разработки месторождения. Если на месторождении выделяется несколько эксплуатационных объектов, то извлекаемые запасы определяются для каждого объекта раздельно и для месторождения в целом. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн.т извлекаемые запасы определяются отдельно по нефтяным (НЗ), водонефтяным (ВНЗ), газонефтяным (ГНЗ) и водогазонефтяным (ВГНЗ) зонам.

    При составлении ТЭО для залежей с балансовыми запасами до 30 млн.т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением и повариантных технико-экономических расчетов.

    Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн.т может проводиться по этой же методике без повариантной технико-экономической оценки.

    По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

    Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин могут применяться методы, основанные на использовании различных двумерных статистических зависимостей между накопленными отборами нефти, жидкости и воды.

    Билет № 15

    poisk-ru.ru