Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 20 )

Рис. 88. Кривые изменения поправочных коэффициентов 1 и  2 в зависимости от и при = 50% (а, б) и = 100% (в, г). Значения , мкм2; 1 – 0,01; 2 – 0,02; 3 – 0,05; 4 – 0,1; 5 – 0,2; 6 – 0,5; 7 – 0,8; 8 – 2.

Лекция 7

4.1. Порядок оформления материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.

Разделы отчета по подсчету запасов должны содержать:

Геологическое строение района исследований: Стратиграфия;

Дается общепринятая для данного района стратиграфическая схема и краткая литологическая характеристика выделенных стратиграфических единиц, начиная с кристаллического фундамента до четвертичных. При этом желательно придерживаться единого плана описания этих отложений: распространенность свиты (яруса и др.) в районе, краткая характеристика пород, толщины отложений. Особое внимание надо уделить продуктивной части разреза. Порядок описания: система, отдел, ярус, подъярус, подгоризонт, горизонт, пласт.

Тектоника.

Анализ тектоники дается с учетом выделенных структурных этажей или различных геолого-структурных участков. Дается краткая их характеристика. Производится описание структур первого порядка (сводов), второго порядка, внутриформационных образований.

Этапы и стадии геологоразведочных работ.

В краткой форме в хронологическом порядке приводятся основные сведения и итоги проведения различных геологических и геофизических работ на площади. При этом привлекается как опубликованный, так и открытый фондовый материал. Здесь кратко можно охарактеризовать методику и технику работ, масштаб съемок, точность наблюдений и применяемую аппаратуру, результаты работ. При исследованиях на месторождениях дается характеристика геофизических методов оценки запасов нефти и газа.

Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов. Достоверность определения подсчетных параметров.

Обоснование отметок ВНК. Положение ВНК по каждой залежи обосновывается с помощью построения специальной схемы. Для построения схемы обоснования ВНК подбирают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Сюда относятся в первую очередь скважины, расположенные в водонефтяной зоне, в которых положение ВНК можно определить по данным ГИС. Кроме того, могут быть использованы скважины из чисто нефтяной и водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК. На схему наносятся колонки разрезов выбранных скважин в соответствии с их гипсометрическим положением и указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую принятому положению ВНК. Выше этой линии пласт по ГИС в подавляющем большинстве скважин должен быть проинтерпретирован как нефтенасыщенный, и при опробовании из него должен быть получен приток чистой нефти, а ниже — водонасыщенный с  притоком воды. Если интервал перфорации охватывает и нефтяную, и водяную части пласта, обычно получают приток воды и нефти в разном соотношении.        

Результаты интерпретации геофизических материалов проверяют следующими способами:

правильность определения характера насыщения коллектора – испытанием пласта опробователями на кабеле, пластоиспытателями на трубах в необсаженном стволе и перфораций колонны в обсаженной скважине; надежность определения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения – по данным керна.

Критерием надежности определения характера насыщения по геофизическим данным являются результатом испытания, опробования в открытом стволе и перфорации в колонне.

Характер насыщения подтвердившихся заключений принимается без изменений. Характер насыщения не подтвердившихся заключений корректируется на основе всей накопленной геолого-геофизической информации.

Характер насыщения коллекторов, по которым данные перфорации подтверждают заключения геофизиков, принимаются без изменения. В интервалах, по которым наблюдается несоответствие, в зависимости от имеющейся дополнительной информации дается заключение о характере насыщения.

Достоверность определения по геофизическим данным коэффициента пористости проверяется с помощью результатов исследования керна.

Значения КП геоф. и КП керн сравнивают:

сопоставляя графики зависимости их от глубины в пределах наследуемого интервала по кросс-плотам в системе координат КП геоф.-- КП керн для каждого пласта и оценивая отход точек от биссектрисы.

Для межзерновых коллекторов расхождение между КП геоф. и КП керн, обусловленное случайными погрешностями не должно превышать ± 10%.

Для сложных карбонатных трещинно-кавернозных коллекторов с полостями выщелачивания значительных размеров при сопоставлении значений КП геоф. и КП керн с интервалами разреза, где они будут совпадать, выделяются другие интервалы КП геоф. > КП керн, соответствующие кавернозно-межзерновым коллекторам.

Подсчетный план основной графический документ. На нем представляется структурная карта по кровле коллектора, карта эффективных нефтенасыщенных толщин и таблица подсчетных параметров.

4.2. Перевод запасов нефти и газа в более высокие категории и пересчет запасов.

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Начальные балансовые запасы газа Qг. р0, растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Qн0 и начальному газосодержанию г0, определенному по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании:

Qг. р0 = Qн0r0                                                                        (305)

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти Qг. р.извл, оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянна. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти Qн. нач. извл начальным газосодержанием:

Qг. р.извл = Qн. нач. извлr0.                                                                (306)

Если залежь работает на режиме растворенного газа, газонапорном (газовой шапки) или смешанном (при р0=рнас) режимах, то извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по формуле, выводимой из уравнения материального баланса. Они будут определяться разницей между начальными балансовыми запасами растворенного газа и неизвлекаемыми запасами этого газа Qг. р.неизвл:

Qг. р.извл = Qг. р0 -- Qн. нач. неизвл.

Неизвлекаемые запасы растворенного газа определяются суммой объемов свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти, усадки неизвлекаемой нефти и объема неизв­лекаемого растворенного газа в неизвлекаемой нефти:

Qг. р.неизвл=Qн. нач. извлb0(pkбк/pcт)Кt +Qн. неизвл (b0 –b)(pkбк/pcт)Кt+Qн. неизвлrк,

Где Qн. неизвл — неизвлекаемые запасы нефти; бк — соответствующая конечному давлению рк, принимаемому равным 1 МПа, поправка на сжимаемость реальных газов; Кt — термический коэффициент; rк— остаточное газосодержание при давлении рк.

Отсюда

Qг. р.извл=Qн0r0-Qн. нач. извл b0(pkбк/pcт)Кt-Qн. неизвл (b0 –b)(pkбк/pcт)Кt+Qн. неизвлrк(307)

На практике нередко пользуются упрощенной формулой :

Qг. р.извл = Qн. нач. извл r0+ Qн. неизвл (r0 – rк)-- Qн. нач. извл b0хpkбк/pcт,

т. е. извлекаемые запасы растворенного газа равны сумме объемов газа в извлеченной нефти и неизвлеченной нефти с учетом конечного газосодержания за вычетом свободного газа в объеме пор, освобожденном за счет извлекаемой нефти.

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА

Методы подсчета запасов конденсата, а также бутанов, пропана и этана определены Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа [19], разработанной сотрудниками ВНИИГачм , , и , и Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе, составленным и в 1984 г.

При определении запасов конденсата учитывается стабильный конденсат, состоящий из жидких при стандартных условиях углеводородов С5 + высш. (пентанов и вышекипящих). Балансовые запасы стабильного конденсата находятся по потенциальному содержанию его в составе пластового газа и запасам пластового газа.