книги / Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям

к- число всех исследованных шлифов;

-при определении Kw по ГИС значение определяется как сред­ невзвешенное по толщине, т.е. в каждом продуктивном интервале.

Определение коэффициента нефтенасыщенности кн в коллекто­ рах трещинного типа - труднореализуемая задача, поэтому в форму­ лу подставляют значение, близкое к 1 (0,9-0,95).

Подсчет запасов в коллекторах трещинного типа ведется с обя­

зательным построением карт изопахит, при этом трещиноватость и нефтегазонасыщенность учитываются в единой величине - коэф­ фициенте эффективной пустотности,

^эф.пуст. -^тр ^н-

Подсчет запасов нефти и свободного газа на разведочном этапе ведется с учетом:

-количества продуктивных пластов -

-площадей с категориями запасов С\ и С2-'Ес1с2,

-наличия в залежи водонефтяной и нефтяной частей - ЕНз,внз-

Формулы для подсчета геологических запасов нефти

исвободного газа по окончании разведочного этапа

вколлекторах трещинного типа

2. Трещинно-кавернозный коллектор

Особенность подсчета запасов в коллекторах данного типа со­ стоит в определении коэффициента эффективной пустотности. Вели­ чина Л*Эф.пуст определяется как

где Ко6и1П- коэффициент общей пористости: отношение объема всех пор в породе к объему образца; /£мпор коэффициент неэффективной межзерновой пористости.

Коэффициенты определяются по керну или по ГИС в каждой скважине как средневзвешенные по эффективной нефтегазонасы­ щенной толщине.

Формулы для подсчета запасов аналогичны формулам для кол­ лекторов трещинного типа.

3.Трещинно-поровый коллектор

Втрещинно-поровом коллекторе основной ёмкостью для со­ держания флюидов служат межзерновые поры и частично трещины. Подсчет запасов в коллекторах этого типа наиболее сложен в связи

струдностью чёткого определения емкостной роли пор и трещин. Для этого на месторождениях проводят широкий комплекс нефтега­ зопромысловых исследований.

Отметим лишь одну из особенностей: нефтенасыщенность в коллекторах трещинно-порового типа в значительной мере зависит от величины коп, поэтому необходима дифференциация запасов в поровой части пустотного пространства по узким значениям этого коэффициента. Использование при подсчете запасов средних значе­ ний приводит к существенному завышению запасов.

Расчет нефтегазонасыщенных объемов коллекторов ведётся по уз­ ким интервалам значений ко пв каждом продуктивном интервале разре­ за. Среднее значение в скважине определяется как средневзвешенное по толщине. Подсчет запасов ведётся без построения карт изопахит.

Формулы для подсчета геологических запасов нефти

исвободного газа по окончании разведочного этапа

вколлекторах трещинно-порового типа

4. Коллекторы смешанного типа

Для подсчета запасов в коллекторах смешанного типа, где ёмкость определяется межзерновой пористостью, трещиноватостью и кавернозностью, используются формулы, аналогичные формулам для подсчета запасов в коллекторах порового типа на разведочном этапе.

Вопросы для самоконтроля

1.Назовите несколько принципиальных особенностей подсче­ та запасов на разведочном этапе.

2.Особенности определения площади залежи на разведочном этапе.

3.Поясните понятие кондиционных пределов ФЕС.

4.Каковы особенности определения пустотного объема сложнопостроенных коллекторов?

5.Как определить границу между категориями запасов С\ и С2?

6.Чем определяется разнообразие применяемых формул для подсчета запасов по окончании этого этапа?

3. Подсчет запасов нефти и свободного газа на разрабатываемых залежах

Объект исследования - отдельные залежи, многопластовые ме­ сторождения.

Исходная геологическая информация - высокая плотность разбуренности залежи по техничесокой схеме или по проекту разработ­ ки; большая изученность залежи по разрезу и по площади (рис. 1.29).

Методы определения параметров для пластово-сводовой залежи

Площадь нефтеносности (залежи) F. На данном этапе прово­ дится уточнение площади залежи, а именно выявляется более точное положение границ выклинивания или замещения коллектора, а также выделение в пределах залежи участков коллекторов, имеющих раз­ ную продуктивность:

а) определение границ выклинивания и литолого-фациального замещения коллекторов можно определить геометрически по методу экстраполяции градиента изменения мощности пласта. Расчет произ­ водится по профилю не менее чем из 3 скважин (рис. 1.30).

Рис. 1.30. Определение градиента изменения мощности пласта

Градиент изменения мощности G = Н2Нх/ Zb

положение точки выклинивания пластаL0= (L\ / ДЛ) • Н\. (Ah= Н2 - #0; б) определение границ распространения коллекторов также может быть проведено путем прослеживания изменения по площади залежи геофизических параметров ОсПили Д/у (на основании которых определялись кондиционные значения ФЕС продуктивных пластов). Для этого составляется карта параметра асп (или Д/у), на которой ме­ тодом интерполяции проводится значение асп критическое (соответ­ ствующее минимально допустимому значению пористости), разде-

ляющее зону наличия или отсутствия коллекторов (рис. 1.31). Также на карте выделяются зоны низкопродуктивного (НИК) и высокопро­ дуктивного (ВПК) коллектора.

Рис. 1.31. Карта распределения значений параметра ОсПс делением на зоны (высокопродуктивный и низкопродуктивный коллектор)

Для выделения на картах зон различной продуктивности кол­ лекторов используются известные зависимости асп = / (<7УД), (как функция удельного дебита скважины). Высокопродуктивные ин­ тервалы отделяются от низкопродуктивных значением агр. Грани­ цу между НПК-ВПК определяют по линии наклона кривой (рис. 1.32).

Затем обе границы коллектор-неколлектор и ВПК-НПК, пере­ носят на карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, на основе которых ведется расчет нефтегазонасыщенных объемов залежи.

Всё остальные параметры определяются аналогично парамет­ рам на разведочном этапе.

Особенностью определе­ ния подсчетных параметров является то, что они вычисля­ ются для зон высокопродуктив­ ного и низкопродуктивного коллектора, а также для отдель­

дется с учетом:

- количества пластов (п) -

-Х„;

- количества пропластков

О) - 1 »,;

- выделения площадей с категориями запасов С\ и В на зале­ жах, разбуренных по технической схеме или по проекту ОПЭ, или кат. В и А (при разбуривании по проекту разработки) - Y*A.B,C{>

-выделения зон пласта - ВИЗ и НЗ - Хнз,внз;

-выделения коллекторов с различной продуктивностью - ВПК,

нп к - Хнпк.впк-

Формулы для подсчета геологических запасов нефти

исвободного газа на разрабатываемых месторождениях

1.Однородный коллектор:

бон = £ п£ « £л,Д,С,£нЗ,ВНЗ ^ВПК.ННК Р Лэф.Н/г ко.пК(ЖД ^нКО||Д 9 ' Рн-

2. Однородный коллектор и закономерное изменение по пло­ щади параметров нефти:

3. Неоднородный коллектор и закономерное изменение коллек­ торских свойств по площади:

бон = ^л^т^дС^НЗЗНЗ^ВПК.НПК F Лэф.н^ ^Q.nf k»f ' 0 р„.

4. Неоднородный коллектор и закономерное изменение по площади параметров нефти и коллекторских свойств:

б о н = ^ Е ^ ^ Д С ^ Н З .В Н З ^ В П К .Н П К F * ^эф.Н/г ^o.nF k Hf p l l f .

5. Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей между к0,п, кн и Л^:

бон = Е/^т^Д.С^НЗЗНЗ^ВПК.НПК F *Аэф.н^ ко.Пу кну 0 р„.

6. Неоднородный коллектор, наличие корреляционных связей между толщиной, пористостью и нефтенасыщенностью, закономер­ ное изменение параметров нефти по площади:

б о н = ^ п ^ т ^ Д С ^ Н З .В Н З ^ В П К .Н П К F * Йэф . н / ^о.п у К у Qf p H f .

Для газовых залежей формулы аналогичны, но нет разделения на пласты и пропластки. Для массивных залежей не ведется диффе­ ренциация на нефтяную и водонефтяную зоны.

Вопросы для самоконтроля

1.Назовите особенности подсчета запасов при разработке объ­ екта.

2.В чем состоит особенность определения площади залежи?

3.Поясните необходимость дифференциации коллекторов на высоко- и низкопродуктивный.

4.Как определяется граница между подсчитываемыми катего­ риями запасов?

5.Чем определяется разнообразие применяемых формул для подсчета запасов по окончании этого этапа?

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ

ИИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО

ВНЕФТИ, КОНДЕНСАТА, ЭТАНА, ПРОПАНА

ИДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ

1.Подсчет запасов растворенного в нефти газа

Вобщем случае начальные запасы газа, растворенного в нефти, определяются, исходя из величины балансовых запасов нефти и ее начального газосодержания,

Qor.p ~ Qon ’ Г0.

Газосодержание определяется по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании.

Определение величины извлекаемых запасов газа, растворенно­ го в нефти, зависит от существующего в залежи режима.

1) При водонапорном и упруговодонапорном режимах величи­ на пластового давления в процессе разработки всегда выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянна, а извле­ каемые запасы определяются по формуле

Q lir.p. ~ Q MH Г0.

2) При режиме растворенного газа, газонапорном или смешан­ ном режимах извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, опре­ деляются из уравнения материального баланса как разница между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвле­ каемыми запасами этого газа,

0 Иг.р. — Qor.p. ~ ^неизвг.р*

Основной показатель в формуле, требующий определения, - это объем неизвлекаемых запасов газа, который складывается из объема свободного газа в объеме пор, освобожденного за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неизвлекаемого рас­ творенного газа в неизвлекаемой нефти.

2. Подсчет запасов стабильного конденсата

Газоконденсат - это состояние углеводородной системы, в ко­ торой жидкие УВ при определенных температуре и давлении нахо­ дятся в растворенном состоянии в газовой фазе. Конденсат - смесь углеводородных соединений С5 и вышекипящие (пентан и выше). Различают сырой и стабильный конденсаты: сырой - жидкие УВ с растворенными в них газообразными компонентами (СГЦ, С2Н6, С3Н8, H2S) в стандартных условиях; стабильный - состоящий только из жидких УВ. Плотность стабильного конденсата - 0,6-0,82 г/см3

При определении запасов конденсата учитывается только ста­ бильный конденсат, количество которого определяется по запасам в залежи пластового газа. Поэтому для подсчета балансовых запасов конденсата необходимо определить его содержание в составе пла­ стового газа способом одно-двухступенчатой сепарации. Пробы для определения содержания конденсата при значительном этаже газо­ носности (свыше 300 метров) должны быть отобраны:

-в наиболее продуктивных скважинах, расположенных на раз­ ных гипсометрических отметках;

-в разных зонах залежи (свод, крылья);

-в разных фазовых зонах залежи (газоконденсатная; зона неф­ тяной отторочки), т.к. содержание конденсата может сильно варьи­ роваться.

Отобранные пробы помещаются в сепаратор, где производят отделение сырого конденсата от газа и замер газоконденсатного фак­ тора (отношение количества добытого газа к количеству полученно­ го конденсата в сепараторе). Эта величина может изменяться от 1500 до 25000 м3/м3 Далее из полученного продукта полностью удаляют­ ся газообразные компоненты (метан и частично его гомологи, также сероводород, углекислый газ, азот и др.). Оставшееся вещество пред­ ставляет собой стабильный конденсат, запасы которого собственно

иподсчитывают.

Балансовые запасы конденсата определяются с учетом балансо­ вых запасов газа и потенциального содержания конденсата в нем: