Условия отнесения запасов нефти и газа к различным категориям ⇐ ПредыдущаяСтр 19 из 25Следующая ⇒     Степень изученности Категория запасо] Границы категории Данные, по которым выделяются границы категорий запасов Форма и размеры к я II а о 1 § н Качественный и количествен­ный состав Режим залежи, продук­ запасов залежи, положение ВНК, ГНК, ГВК 3 с и Л S F в о » о •& § х! О о о 5 в 2 |е 3 > s Нефтегазо- насьпценжк пород нефти и газа сопутству­ющих компо­нентов тивность скважин, давление, гидро- и пьезо- проводимость А* В пределах достоверно установленного контура Полная разбуренность в соответствии со схе­мой (проектом) разра­ботки Изучены детально во всех скважинах и по залежи (участку) в целом   В пределах участков, разбуренных добываю­щими скважинами Частичная разбурен­ность залежи добыва­ющими скважинами               В* При простом строении пласта в пределах изо- гипсы, соответствую­щей нижней дыре пер­форации, давшей про­мышленный приток безводной нефти (газа) Получены промыш­ленные притоки без­водной нефти (газа) с разных отметок не менее чем в трех сква­жинах. Благопри­ятные промыслово- геофизические и кер- новые данные по дру­гим скважинам Изучены по данным разведочных и до­бывающих скважин, в степени доста­точной для составления проекта разра­ботки Изучены детально Изучены по данным раз­ведочных и добываю­щих скважин, в степени до­статочной для   При сложном строении пласта в контуре сква­жин, давшей промыш­ленный приток безво­дной нефти (газа)             составления проекта разра­ботки ЧО

 

 

	До установленного внешнего контура не- фте (газо)носности	Промышленные при­токи получены в от­дельных скважинах опробыванием и в ча­сти скважин испыта­телем пластов	Определены по данным разве­дочных сква­жин	Изучены по отдель­ным скважинам или приняты по аналогии с разведанными зале­жами в том же про­дуктивном горизонте	Изучены в от­дельных сква­жинах	Режим работы залежи обо­снован ис­следовани­ем скважин или принят по аналогии с со­седними раз­веданными за­лежами
с,	При установленном контуре — до границ залежи; при неустанов­ленном контуре - на удвоенном расстоянии пректной сетки добы­вающих скважин	Примыкание к бло­кам и полям более высоких категорий		Приняты по аналогии с граничащими участками категории В	Определены суточные де- биты и ко­эффициенты продуктивно­сти скважин. Получены данные о дав­лениях пла­стовых, насы­щения и кон­денсации
	На неразведанных по­лях и тектонических блоках выявленных за­лежей	Примыкание к пло­щадям с запасами Cj	По аналогии с разведованны- ми полями и блоками	Приняты по аналогиис разведанными блоками и полями залежей	тектоническими
с2	Продуктивные пласты, не опробыванные в ко­лонне, а также опробы­ванные только испыта­телем пластов	Благоприятная гео­физическая характе­ристика	По данным промыслово- геофизических исследований	По данным пробуренных скважин

ЯОХНЭН -ouwox ХИШ01 -iaXDifUOD

3 ar i a 5

" i s ffl < x> о ill rt ^ В Я

Gf.EJ И шфзн

Irodou

•ИЭОННЭПИЯЭВН -ОЕВЛЭХфЭН

irodou кялпиояо июЫохи-эигоз

Irodou чхэонтои

я S fa ° О (Я S s gg Г" 1 со it 11 о ° С с

ВВННЗПИЧЭВНЭХфЭЦ

 

з

« as JS

и 115B

epir

U

< D Я is CO 0 я 1 я о s Оф PC СЧ

s C_M

^к Л «а Л

s -e- g о

^x s 8 ¹

a о я I 3- CO

« s ffl Я

g. я & 5

s * я 3 is

к

 

- 3 Й 8K

■ BSS а § 1 Is. в Ш «

' i i з i- s E =5 я S xSiS i з а в • £ S3 . О Си

ьй м < о s 9 О с £ о * I Й з S а ь о.2 Л о а с а S Ш л 2 Я Я ш ^ я ее н

В О

ЭЙ 5 ё в3 5 six

х 5 « « 5 и я

 

ЯОЭВиВЕ КИ(1() |ЭИ! > 1

Методы подсчета запасов нефти

В настоящее время применяются следующие методы подсчета запасов нефти: объемный, материального баланса и статистический.

Объемный метод

Этот метод наиболее широко распространен, так как может быть применен при различных режимах залежей.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = F-h-m-/3-г/ ■ р_СТ ■ в, (6.5)

где Q — извлекаемые запасы нефти в т;

F— площадь нефтеносности в м²,

h — средняя нефтенасыщенная толща продуктивного пласта в м;

m — коэффициент открытой пористости;

Р — коэффициент нефтенасыщения;

7] — коэффициент нефтеотдачи;

Рст — плотность нефти в стандартных условиях в т/м³;

в — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, равный

в = ~, (6-6) Ъ

где b — объемный коэффициент пластовой нефти.

Площадь нефтеносности F— определяется на подсчетном плане, составляемом в зависимости от размеров месторождения в масшта­бе от 1: 5 ООО до 1: 50 000.

Средняя нефтенасыщенная мощность (И) — вычисляется либо как среднеарифметическая (в случае крайне малого количества пробу­ренных скважин), либо как средневзвешенная по площади величи­на. В последнем случае составляется карта изопахит и на ее основе производится подсчет:

_{/; =} УЛ + У/₂+-+У/„_{) (6}.₇₎

f_x +f₂ +...+/„

где/_; , /^, ■ ■ ■ > /„ — площади отдельных участков между соседними изопахитами в м²; h_; , h₂, ..., h_n — средние изопахиты, характеризую­щие указанные участки в м.

коэффициент открытой пористости (т) — устанавливается по лабораторным исследованиям керна и промыслово-геофизическим данным. Средняя открытая пористость вычисляется так же, как средняя нефтенасыщенная мощность, но не по площади, а по объ­ему.

Коэффициент нефтенасыщения (/3) — находится по данным ла­бораторных исследований образцов и результатам промыслово- геофизических исследований.

, Величина конечного коэффициента нефтеотдачи (г/) — зависит от литологофизических свойств продуктивного пласта, свойств неф­ти, режима пласта, системы разработки и метода эксплуатации. Он определяется, как правило, эмпирическим путем по данным о разра­ботке сходных истощенных месторождений.

По М.А. Искендерову (1966 г.), величины коэффициента нефте­отдачи изменяются в зависимости от режимов работы залежи в сле­дующих пределах:

Водонапорный 0, 5—0, 8

Упруго-водонапорный 0, 5—0, 7

Газонапорный 0, 4—0, 7

Режим растворенного газа 0, 15—0, 30

(редко больше) Гравитационный 0, 1—0, 2

В табл. 8 и 9 приведены результаты лабораторных исследований (проведенных во ВНИИ) величины коэффициента нефтеотдачи.

Величина коэффициента нефтеотдачи при газонапорном режи­ме изменяется по тем же данным от 0, 4 до 0, 6.

Таблица 8

Возможные максимальные коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой Проницаемость, д Коэффициент нефтеотдачи сильно неоднородный пласт однородный пласт 0, 3-0, 8 0, 65 0, 75 0, 8-2, 0 0, 70 0, 80 2, 0 0, 75 0, 80

Таблица 9

 

Коэффициенты нефтеотдачи при режиме растворенного газа Коэффициент усадки Объемный коэффициент растворимости газа, м3/м3 Коэффициент нефтеотдачи при вязкости нефти в спз 13-3 3-1 1-0, 5 0, 5 0, 13-0, 16 0, 20-0, 25 0, 25   0, 16-0, 20 0, 20-0, 30 0, 30 1.2 0, 5 0, 06-0, 10 0, 10-0, 16 0, 20   1, 2   0, 15-0, 25 0, 25 1, 4-1, 5 0, 5     0, 25   - - 0, 30

 

Плотность нефти Рст — определяется в лаборатории при стан­дартных условиях.

Пересчетный коэффициент в — определяется по результатам ла­бораторного анализа глубинной пробы нефти или путем расчета по фракционному составу растворенного газа.

Помимо собственно объемного метода подсчета запасов неф­ти применяются его варианты: объемно-статистический, объемно- весовой, гектарный и весьма редко вариант изолиний.

6.4.3. Методы подсчета запасов газа

Различают методы подсчета запасов свободного газа и методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа Сущность объемного метода подсчета запасов сводится к опре­делению объема порового пространства пласта-коллектора в преде­лах залежи газа и в газовых шапках. В отличие от нефти, объем газа, содержащегося в залежи или газовой шапке, зависит от пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химиче­ского состава самого газа.

Все сведения, необходимые для подсчета запасов газа объемным методом, получают в процессе разведки и пробной эксплуатации за­лежи.

Подсчет начальных балансовых запасов газа объемным методом производится по формуле

Qr=W, O^kTf(Po^ao/^PCT*CT)> (6-8)

где Q_T — начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям (Р_СТ= 0, 1 МПа и Т_ст = 293 К, млн. м³); F— площадь газоносности, га;

И — эффективная мощность газонасыщенной части пласта; k _в — коэффициент открытой пористости; к_т— коэффициент газонасыщенности; Р₀ — начальное пластовое давление в залежи, МПа; а₀ — поправка на сжимаемость газа при начальном давлении Р₀ и пластовой температуре, равная //Z₀; а_ст— то же, при стандартных условиях;

/ — поправка на температуру для приведения объема газа к стан­дартной температуре:

/= ^Тст'^Тпл = ^{293 К}К^{273 К} + V- Произведение Fh k_nok_r равно объему газа в залежи при стандарт­ном давлении. Объем газа в залежи под давлением Р₀ во столько раз превышает объем газа в залежи при стандартном давлении, во сколь­ко раз P_g а₀ больше Р_ст а_ст.

Начальное пластовое давление в залежи Р_д определяется глубин­ными манометрами или пересчетом по максимальному давлению, замеренному на устье одной из первых скважин. Замеры произво­дят устьевым манометром во временно закрытой на устье скважине. В замеры вводят поправку на силу тяжести столба газа в скважине. Величину начального пластового давления Р₀ вычисляют по формуле

Р ₌р \И»Ш*Н-р_г (6 9)

О max > ^{у 7}

где Р_тах — замеренное манометром максимальное давление на устье закрытой скважины;

е — основание натуральных логарифмов, равное 2, 71;

Н— средняя глубина залегания залежи;

Р_г — плотность газа по воздуху.

Численные значения коэффициента сжимаемости Z определяют графически по опытным кривым.

Ранее коэффициент газоотдачи при подсчете запасов газа прини­мался равным единице независимо от режима залежи и ее геолого- промысловых характеристик. Однако практика разработки газовых залежей, и теоретические исследования показывают, что полное из­влечение запасов газа достигается редко.

По ряду американских месторождений коэффициент газоотдачи равен 0, 85.

Балансовые и извлекаемые запасы стабильного конденсата опре­деляют только по составу пластового газа, в соответствии с Инструк­цией по исследованию газоконденсатных залежей, с целью опреде­ления балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других ком­понентов газа.

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, от­бираемого в определенные периоды времени, и падением пластово­го давления в залежи. Считается, что для газовых залежей, работа­ющих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа Q'_r, добываемого при снижении давления на 0, 1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

Q'_r= (Qr2-Qn). (6.10)

(.Р_га, -Р₂а₂)

где Q_n и Q_n — добытое суммарное количество газа соответствен­но на первую и вторую даты;

Р, и Р₂- соответствующие на эти даты пластовые давления в за­лежи;

^ai¹

лениях Pj и Р₂.

Полагая, что при дальнейшем снижении пластового давления на каждые 0, 1 МПа от Р2 в процессе всего срока разработки залежи бу­дет добываться такое же количество газа Q'_n можно подсчитать на­чальные балансовые запасы газа по формуле

q _ -Pq '^ао(Qn ~Qn) (6.11)

{Р_ха₁-Р₂а₂)

где Р₀ — начальное пластовое давление в залежи;

а₀ — поправка на сжимаемость при этом давлении.

Таким образом, метод подсчета запасов газа по падению давле­ния применим в основном при газовом режиме работы залежи. Счи­тается, что в залежах с упруго-газоводонапорным режимом этот ме­тод может быть использован в период отбора из залежи до 20...30% первоначальных запасов газа. При увеличении отборов в залежь на­чинает поступать вода. Между тем при малых отборах объем залежи может дренироваться не полностью, что также влечет погрешности при определении запасов.

О проявлении напора воды свидетельствует уменьшение темпа падения давления в залежи в процессе продолжающихся отборов. В результате пропорция между отборами газа и падением пластово­го давления, характерная для газового режима, будет нарушена и ко­личество газа, отобранного за время падения давления на 0, 1 МПа, возрастет. В связи с тем, что начало внедрения воды в залежь точ­но установить не удается, исходные данные для метода падения дав­ления лучше ограничивать временем проявления газового режима в залежах.

При подсчете запасов газа методом падения давления в залежи должны быть установлены высотное положение газоводяного кон­такта и изолированность залежи от других пластов.

В процессе опытной эксплуатации и разработки залежи необ­ходимо вести тщательное наблюдение за изменением статического и рабочего давлений в добывающих скважинах, статических давле­ний в наблюдательных скважинах и статических уровней по пьезо­метрическим скважинам. Снижение давления в законтурных пьезо­метрических скважинах свидетельствует о внедрении пластовых вод в залежь. Данные о средних величинах текущих пластовых давлений желательно определять по картам изобар путем взвешивания давле­ний по объему порового пространства. Для этого необходимо знать площадь залежи и характер изменения мощности по площади. Нуж­но вести постоянное наблюдение за изменением дебитов газовых скважин, состава газа и конденсата (при его наличии).

⇐ Предыдущая14151617181920212223Следующая ⇒

Поделиться: