Добыча нефти и газа. Методы подсчета запасов нефти


Методы подсчета запасов нефти

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи.

Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках.

Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.

Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н бал = F. h н . k п о. k н . q.r н ;

Q н извл  = Q н бал . h ;

q = 1 / b

где    Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н  - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н  - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл   - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

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

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н  k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н  k п о k н  умножаем на плотность нефти r н.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента q (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.

oilloot.ru

Методы подсчета запасов нефти

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи.

Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках.

Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.

Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н бал = F. h н . k п о. k н . q.r н ;

Q н извл  = Q н бал . h ;

q = 1 / b

где    Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н  - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н  - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл   - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

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

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н  k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н  k п о k н  умножаем на плотность нефти r н.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента q (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.

oilloot.ru

Методы подсчета запасов нефти

Количество просмотров публикации Методы подсчета запасов нефти - 21

Объемный метод

Объемный метод основан на определении объёма порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту по отдельности. В качестве последнᴇᴦο 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 по отдельностисти. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объёмным ме­тодом имеет следующий вид: QI13B. „ = Fhkn. 0&„р9т|, где QII3B. н — извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщеннои̌ 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 сильнои̌ литолого-фациальнои̌ 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 нефтенасыщеннои̌ 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 объёма порового пространства объём нефте­насыщеннои̌ части пласта-коллектора Fh умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости &п. 0.

Существует несколько вариантов расчета средних значений открытой пористости по залежам исходя из того, каким образом определен параметр—по керну или по промыслово-гео-физическим данным.

По керну открытая пористость определяется в тех случаях, когда нет надежнои̌ увязки между промыслово-геофизическими и керновыми данными. При ϶том предварительно исследуется ста­тистическая связь между проницаемостью по керну и значениями асп или иного 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 среднᴇᴦο значения открытой пористости по залежи.

Когда открытая пористость определена по промыслово-геофи-зическим данным, предварительно вычисляют среднее значение ϶того 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 эффективнои̌ мощности высоких значе­ний открытой пористости и наоборот, то составляется карта произведений hkn.0. Среднее значение открытой пористости по залежи вычисляется путем взвешивания ϶того параметра по объёму

коллекторов залежи

Для того чтобы выяснить объём нефти, содержащейся в за­лежи в пластовых условиях, нужно объём 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 переходнои̌ зоны определяется как сред­няя арифметическая величина между нефтенасыщенностью в зоне предельного насыщения и на границе залежи.

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объём Fhkn. Oks нужно умножить на плотность нефти рн, величина которой берется равнои̌ средней арифмети­ческой по скважинам.

Для приведения объёма пластовой нефти к объёму сепариро­ваннои̌ 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-

referatwork.ru

2) Метод подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие об коэффициенте извлечения нефти.

2.1 Методы подсчета запасов месторождений нефти и газа

В конечном итоге обоснованность всех технологических решений при разработке месторождений углеводородов определяются достоверностью геологических представлений о месторождении. Задача подсчета запасов месторождения включает как собственно количественную оценку ее запасов, так и детальную геометризацию месторождения.

При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются все находящиеся в недрах запасы – геологические запасы, а также та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне технологии добычи – извлекаемые запасы. Основным при подсчете геологических запасов нефти и газа является объемный метод, порядок применения которого регламентируются соответствующими документами и инструкциями, утвержденными МПР РФ.

Подсчет запасов нефти и газа осуществляется на начальный период разработки месторождения, на основании чего подсчитываются начальные геологические и извлекаемые запасы. В процессе разработки на любой момент времени за вычетом накопленной добычи рассчитываются остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти (газа).

Подсчет запасов выполняют в двух вариантах:

- двумерный («ручной») подсчет запасов на основе построения структурных карт и карт эффективных и нефтенасыщенных толщин.

- подсчет запасов на основе программных комплексов трехмерного геологического моделирования, при котором запасы рассчитываются через объем коллекторов, занятых нефтью (газом).

Для контроля и визуализации оценок трехмерного подсчета также предусматривается представление результатов в виде двумерных карт. Контроль результатов геологического трехмерного моделирования осуществляют путем сравнения оцененных запасов с результатами традиционной методике двумерного подсчета. Расхождения оценок подсчета запасов по методикам должны находиться в диапазоне 5%, что позволяет утверждать о корректности геологической модели.

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план, который составляется на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

2.2 Объемный метод подсчета запасов месторождений нефти и газа

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа F на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hн (hг), на среднее значение коэффициента открытой пористости Кп и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности Кн или газонасыщенности Кг. При этом выражения Fhн (Fhг) определяют объем коллекторов залежи, FhнКп (FhнКг) – объем пустотного пространства пород, FhнКпКн (FhнКпКг) – объем пород, насыщенных нефтью (или свободным газом).

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент , учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи при стандартных условиях будет определяться выражением

V = F hн Кп Кн 

Умножив V на среднее значение плотности нефти  при стандартных условиях, получим начальные геологические запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Qгеол = F hн Кп Кн  

Формула для подсчета начальных геологических запасов свободного газа залежи объемным методом имеет следующий вид:

Qгеол-г = F hг Кп Кг РТ,

где произведение барического и термического коэффициентов РТ используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи, к стандартным условиям:

РТ = [(роаo–pостaост)/pст][(Tо+tст)/(Tо+tпл)], где

ро – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;

аo – поправка (аo=1/Zо), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро;

pост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;

aост – соответствующая pост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zocт;

pст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа;

Tо = 273К; tст = 20°С;

tпл – средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

Этапы подсчета запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод можно считать универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Основные проблемы подсчета запасов в конечном итоге сводятся к своевременному выявлению особенностей геологического строения залежи и к достоверной оценке параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена видом природного резервуара, характеристиками продуктивной структуры, типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т. п. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия и до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, в ряде случаев приходится строить принципиально новые модели.

На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ:

1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также анализ их прослеживания по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов, определение подсчетных параметров пласта и насыщающих его флюидов; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и нефте(газо)-насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойства пластов, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давления и температуры;

3) построение статической модели и подсчет запасов в соответ­ствии со степенью изученности залежи. Этим этапом предусматривается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи; выделение границ залежи и подсчетных объектов и их геометризация; обоснование параметров подсчета, границ категорий запасов и составление подсчетного плана; подсчет запасов углеводородного сырья и сопутствующих компонентов.

Достоверность расчетных параметров повышается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм.

studfiles.net