ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА. Достоверность запасов нефти


О достоверности определения параметров, характеризующих запасы нефти и нефтеотдачу пластов

из "Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами"

В настоящее время новые методы увеличения нефтеотдачи пластов (УНП) применяются в основном в опытно-промыш-ленных масштабах с целью выбора наиболее оптимальных вариантов технологий УНП. Объектами этих работ являются залежи или участки залежей разного масштаба. По степени изученности начальные и остаточные запасы таких объектов также различны. Значительная часть промысловых экспериментов проводится на давно разрабатываемых объектах, относительно хорошо изученных по данным разведки и последующей разработки традиционными методами. Такие объекты имеются на месторождениях республик Татарстан и Башкортостан, Самарской, Оренбургской и Саратовской областей, а также на месторождениях Западной Сибири. В некоторых случаях на месторождениях, представленных трудноизвлека-емыми запасами, работы по применению новых методов увеличения нефтеотдачи пластов начинаются почти сразу же после окончания разведки. Таким образом, принятие решения о целесообразности применения новых методов увеличения нефтеотдачи происходит на разной информационной базе, не всегда достоверно отражающей фактическое состояние выработки запасов нефти и структуру распределения остаточных запасов в пласте. [c.18] При определении коэффициента выработки нефтяной залежи к началу внедрения новых мероприятий по увеличению нефтеотдачи большое значение имеет достоверность, т. е. точность определения параметров залежи, по которым подсчитываются начальные запасы нефти. Применяемые в настоящее время методы определения этих параметров требуют дальнейшего совершенствования, чтобы обеспечить достаточную точность подсчета запасов в различных геологических условиях. [c.18] Из формулы (1.1) видно, что если количество добытой из залежи нефти известно, то коэффициент нефтеотдачи определяется только значением балансовых запасов нефти. Оба параметра, входящие в формулу (1.1), определяются с некоторыми погрешностями. Если достоверность определения количества извлеченной нефти зависит от погрешности средств измерения и составляет порядка 5%, то погрешность подсчета начальных и остаточных запасов нефти может составить большее значение. [c.18] Попытки количественной оценки погрешностей подсчета запасов нефти предпринимались многими исследователями [1, 2, 7, 9, 10, 17, 18 и др.]. Наиболее известны и получили определенное признание работы М. В. Абрамовича, А. А. Тро-фимука, Е. Ф. Фролова, Л. Ф. Дементьева и др. [c.19] При обобщении данных разведки и разработки возникают погрешности двух видов систематические и случайные. Выявление систематической погрешности связано с анализом методов определения параметра и заключается в оценке ее знака и предполагаемого значения. Эта погрешность иногда рассматривается как мера правильности измерения или определения результаты тем правильнее, чем меньше значение систематической погрешности. [c.19] К наиболее общим источникам возникновения систематических погрешностей определения параметров пласта относятся следующие. [c.19] Выявление систематической погрешности связано с анализом методов определения параметра и заключается в оценке ее знака и предполагаемого значения. Эта погрешность иногда рассматривается как мера правильности измерения или определения результаты тем правильнее, чем меньше значение систематической погрешности. [c.20] Устранение систематической погрешности может быть достигнуто введением в измерения поправки, значение которой равно абсолютному значению систематической погрешности с обратным знаком. [c.20] Случайные погрешности в отличие от систематических неизбежны при всяком измерении (определении) значения признака (параметра). Значение случайной погрешности вычисляется существующими методами теории ошибок измерений. При необходимости оно может быть уменьшено до желаемого значения разными способами, однако полностью исключить случайную погрешность из результата определения невозможно, так как ее знак всегда остается неизвестным. Случайная погрешность может служить мерой точности измерения результаты измерений точны постольку, поскольку они не искажены случайными погрешностями и тем точнее, чем больше оснований считать эти погрешности малыми. Однако, понятие точность в широком смысле связывается с наличием как случайной, так и систематической погрешности. Соотношение между систематическими и случайными погрешностями, их удельные веса в общей погрешности могут быть самыми различными в зависимости от стадии изучения объекта, количества и качества исходных данных, а также совершенства методик их обработки. Изменение случайных погрешностей оценки параметров и запасов по мере изучения залежи в общем случае характеризуется нисходящей кривой. [c.20] Вопросами допускаемых погрешностей при подсчете запасов в зависимости от точности определения исходных параметров занимались многие исследователи. Планомерные исследования этого вопроса у нас в стране начали проводиться лабораторией маркшейдерии, организованной во ВНИИ в 1953 г. Была разработана предварительная методика оценки точности подсчета запасов нефти в недрах на основе известных значений погрешности при определении параметров залежи в отдельных точках. Однако она учитывает только случайные ошибки при определении исходных данных. Систематические ошибки параметров по этой методике не учитываются. [c.21] Методика основана на том, что погрешность определения результатов сложного процесса может быть вычислена как среднеквадратичная ошибка сложной функции по общеизвестным формулам из теории ошибок. [c.21] Как уже указывалось, значения каждого из параметров, входящих в формулы, находят по общеизвестным формулам математической статистики. [c.22] В период разведки, когда запасы в основном подсчитываются по категориям я В, основными являются ошибки в определении эффективной толщины пласта. [c.23] Определение истинного значения нефтенасыщенной толщины пласта встречает большие затруднения, в особенности в тех случаях, когда коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев песков, глин, песчаников, а также карбонатными породами. [c.23] Во всех этих случаях при вычислении средней эффективной нефтенасыщенной толщины пласта допускаются большие погрешности. Чтобы их уменьшить, необходимо комплексное определение этого значения по данным анализа кернов, электрического и радиоактивного каротажа, опробования скважин, бокового электрического зондирования по отдельным скважинам. [c.23] Относительная ошибка Мд / , согласно данным табл. 1.1, принимается для разрабатываемой залежи равной 5%. Если относительную погрешность определения добытой нефти принять ориентировочно равной 1%, без учета систематических ошибок в результате потерь нефти вследствие испарения и других причин, то относительная ошибка Мр/Р, подсчитанная по формуле (1.27), составит 5,1%. Это означает, например, что при коэффициенте нефтеотдачи 0,60 абсолютная погрешность будет равна 0,03, т. е. значение коэффициента нефтеотдачи следует выражать как 0,60 0,03. [c.24] Значения ошибок определения коэффициента нефтеотдачи и коэффициентов охвата, вытеснения и вскрытия приведены в табл. 1.2. [c.25] Погрешности определения извлекаемых запасов, подсчитанные в работе [Е. Ф. Фролов] по формулам, приведены в табл. 1.3. [c.25] Различные авторы дают неодинаковую оценку относительным ошибкам при определении извлекаемых запасов. Сопоставление точности при определении извлекаемых запасов приведено в табл. 1.4. [c.25]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Классификация ресурсов и запасов XIV Мирового нефтяного конгресса

Поиск Лекций

 

Запасы нефти
Открытые Неоткрытые
Установленные Неустановленные Потенциально извлекаемые
Разрабатываемые Неразрабатываемые Вероятные Возможные  
         

 

 

Таблица 18.

Классификация ресурсов и запасов

общества инженеров-нефтяников США (SPE).

 

Начальные извлекаемые Iinitial recoverable      
        Добыча Production
Текущие извлекаемые Remaining recoverable      
        Недоказанные Unproved
Доказанные Proved        
           
Разбуренные Drilled Неразбуренные Undrilled Вероятные Probable Возможные Possible
       
       
Разрабатываемые Producting Неразрабатываемые Unproducting    
                 

 

На рисунке 2.1. приведено сопоставление российской и американской классификаций, запасов нефти и газа (Немченко и др. 1996).

       
   
Залежь, вскрытая единичной скважиной
 
Классификация
    Американская

 

Рис. 2. 1. Сопоставление российской и американской классификаций запасов нефти и газа.

1 – залежь, 2 – запасы по классификации SPE - a – доказанные «разбуренные», б – доказанные «неразбуренные», в – вероятные, г – возможные, 3 – скважины разведочные и эксплуатационные, l – расстояние между скважинами.

 

2.10.2. Подсчетные параметры (исходные данные) и их определение на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ.

 

Подсчетными называются параметры, входящие в формулы оценки ресурсов и подсчета запасов. Подсчетные параметры, в соответствии с которыми оцениваются перспективы нефтегазоносности, различны на различных этапах и стадиях геолого-разведочных работ. На региональном этапе подсчетными являются параметры, контролирующие нефтегазоносный потенциал – мощность нефтематеринских толщ, мощность региональной покрышки, и др. На поисково-оценочном этапе значение приобретают размеры ловушек, мощность коллектора, глубина и тектоническая сложность ловушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазоносных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами.

- Количественных геологических аналогий. Метод заключается в том, что на эталонных участках определяются зависимости между удельными запасами и наиболее информативными факторами, и переноса выявленных зависимостей на расчетные участки со сходным геологическим строением.

- На «усредненную структуру». При применении этого метода на эталонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчетный участок.

- Удельных плотностей запасов. Используя данный метод, на эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивного пласта (толщи, комплекса и т.д.), приходящихся на 1 км3 общего объема пород, или пород-коллекторов, и перенос этих соотношений на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, пустотности и других параметров.

Существуют и другие методы.

На разведочном этапе подсчетными параметрами для нефтяных месторождений являются площадь нефтеносности, эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физические параметры нефти.

Подсчетными параметрами для газовых месторождений являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи.

Перечисленные параметры используются при подсчете запасов самым распространенным – объемным методом. Кроме объемного иногда применяются методы материального баланса – для месторождений нефти и по падению давления – для газа. В этом случае параметры берутся из данных опытно-промышленной эксплуатации залежи.

 

2.10.3. Подсчет и пересчет запасов различными методами

Подсчет запасов ведется на основе полученных в процессе разведки фактических данных, однако, какие бы современные, надежные и изощренные методы обработки фактического материала не применялись, достоверные и полные сведения о залежи геолог обычно получает после того, как она полностью отработана. Разработка же начинается в условиях недостаточных данных.

Из методов подсчетов запасов распространены:

- Объемный– основан на подсчете насыщенного нефтью объема пустотного пространства залежи.

- Падения пластового давления – применяется при подсчете запасов свободного газа. Метод основан на постоянстве в период работы залежи на газовом режиме добычи газа при снижении пластового давления на 0,1 Мпа и экстраполяции этой величины до завершения разработки залежи.

- Растворенного газа, – при котором балансовые и извлекаемые запасы растворенного газа вычисляются как произведение балансовых и извлекаемых запасов на величину начального газосодержания, установленного по глубинным пробам.

- Материального баланса – основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи. При применении этого метода составляются уравнения материального баланса между первоначально содержащимся в недрах объемом углеводородов и суммой объемов углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или равенства между объемом отобранных углеводородов и объемом, восполненным в пласте в результате происшедших в нем изменений.

- Статистический метод подсчета нефти – применяется на поздних стадиях разработки. Он основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки.

Применяются и другие методы.

Пересчет запасов – это уточнение запасов углеводородов. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ.

Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки.

 

poisk-ru.ru

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА

 

Понятие «запасы углеводородов»

 

Запасы нефти и газа – важнейший показатель значимости залежи, месторождения, района и т.п.

Запасы – это масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям.

В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, любой части геологического тела, месторождения, группы месторождений и т.п. Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов.

В настоящее время в стране действует Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная в 2001г.

Категории запасов – интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежи или ее части к разработке.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные -категории А, В, C1 и предварительно оцененные – категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3,прогнозные локализованные – категория Д1л ипрогнозные – категории Д1 и Д2.

Ресурсы – это скопление нефти и газа и горючих компонентов находящихся в залежах не вскрытых бурением, установленных на основании геологических, геохимических исследований.

При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них, имеющих промышленное значение, компонентов подсчитываются и учитываются:

- геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

- извлекаемые запасы - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.

Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы УВ – это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы – это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.

Подсчетом начальных запасов завершается цикл геолого-разведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку.

Очевидно, что запасы нефти и газа представляют собой величину, производную от формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов не только количественно, но и с точки зрения условий их извлечения в процессе разработки зависит от того, насколько правильно составлена статическая модель залежи. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения залежей, которые играют значительную роль при выборе системы разработки и недоучёт которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти.

Важную роль играет пересчет начальных запасов в процессе разработки, выполняемый, как правило, в условиях, когда по залежи накоплен уже большой объем геологической информации и имеется значительный опыт ее эксплуатации. Пересчет производится обычно перед составлением каждого нового проектного документа на дальнейшую разработку. Обобщение геологической информации при пересчете позволяет детализировать статическую модель залежи.

 



infopedia.su

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 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 поселков 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 необходимость обеспечения достоверности определения количества и качества основных 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 минеральное сырье, проверка и утвер­ждение разведанных балансовых и забалансовых запасов всех полезных ископаемых страны, проведение единой технической политики в области установления принципов подсчета разведанных запасов и определения 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 определении запасов нефти и газа подлежат обязатель­ному подсчету и учету запасы всех 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 выделение 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. Однако 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 выделения большого объема капи­тальных вложений может осуществляться на базе оперативного подсчета по данным бурения добывающих скважин.

Объемный метод

Объемный метод основан на определении 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). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено 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 соседними изопахитами; Д — площадь между двумя со­седними изопахитами.

Для определения 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 определен 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 определений открытой пористости вычисляется среднее арифметическое значение, которое прини-

мается в качестве среднего значения открытой пористости по залежи.

Когда открытая пористость определена 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. 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 определения 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. Однако 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-

studlib.info

ДОСТОВЕРНОСТЬ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИЗВЛЕКАЕМЫХ (РЕНТАБЕЛЬНЫХ) ЗАПАСОВ НЕФТИ | Лукьянов

ДОСТОВЕРНОСТЬ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИЗВЛЕКАЕМЫХ (РЕНТАБЕЛЬНЫХ) ЗАПАСОВ НЕФТИ

Э. Е. Лукьянов, Ю. А. Тренин, А. А. Деревягин

Аннотация

В условиях ухудшения качества и доступности минерально-сырьевой базы нефтегазодобычи, повышения стоимости исследования недр, важнейшим является решение вопроса использования достоверной геолого-геофизической информации для оценки извлекаемых (рентабельных) запасов углеводородов. Настоящая статья описывает критерии достоверности геолого-геофизической информации в новых экономических условиях, а также предлагает конкретные способы повышения качества данных для оптимизации оценок извлекаемых (рентабельных) запасов нефти и газа. Впервые вводится понятие "информационные метотехнологии". Результатом внедрения перечисленных в статье способов будет эволюция сложившегося соотношения "затраты времени - затраты финансов - изученность" в сторону двукратного увеличения изученности, двукратного уменьшения затрат времени и полуторакратного уменьшения финансовых затрат.

Литература

1. Боксерман А.А. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области / Тюмень – 2005.

2. Халимов Э.М., Лисовский Н.Н. О классификации трудноизвлекаемых запасов / Вестник ЦКР Роснедра.// Москва – 2005. - №1. – с. 17-19.

3. Лукьянов Э.Е. Создание новых технологий информационного обеспечения строительства нефтегазовых скважин – веление времени / Каротажник. - Тверь - 2005. - №132-133. – с. 3-43.

4. Элланский М.М. Повышение информативности геолого-геофизических методов изучения залежей нефти и газа при их поисках и разведке / РГУНГ им. И.М.Губкина - Москва – 2004.

5. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирюльников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчёте запасов нефти и газа / «Недра». Москва – 1986.

6. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». Москва, Тверь – 2003.

ogbus.ru

Методы подсчета запасов нефти

Изобретательство Методы подсчета запасов нефти

просмотров - 187

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