Запасы. Практика №1 (1). Подсчет запасов нефти объемным методом. Определение упругого запаса нефтяной залежи
 Скачать 33.06 Kb.
|
|
"Подсчет запасов нефти объемным методом. Определение упругого запаса нефтяной залежи" Цель работы: изучение особенностей разработки литологически экранированной нефтяной залежи (замкнутый режим) и сравнение с водонапорным режимом разработки. Постановка работы В разработку планируется ввести нефтяную литологически экранированную залежь площадью F тыс. м2 на естественном замкнутом режиме. Согласно промысловым данным принятым при проектировании нефтенасыщенность залежи - α д.ед., пористость - m %, плотность добываемой нефти в поверхностных условиях - ρн пов т/м3, объемный коэффициент нефти - Вн, д.ед, мощность пласта - h м; начальное пластовое давление - Ρпл нач МПа, давление насыщения нефти газом - Ρнас МПа; коэффициент упругой сжимаемости пластовой воды - βв 1·10-4/МПа, коэффициент упругой сжимаемости пластовой нефти - βв 1·10-4/МПа,– коэффициент упругой сжимаемости породы - βп 1·10-4/МПа. Необходимо: 1) Выполнить оперативный подсчет начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа объемным методом, если проектный конечный коэффициент нефтеотдачи составляет КИН д.ед., газовый фактор Г - м3/т и рассчитать количество остаточных извлекаемых запасов нефти и попутного нефтяного газа через 15 лет разработки, если накопленная добыча нефти по проекту составит ΣQн тыс т. 2) Определить долю извлекаемых запасов нефти, которая может быть извлечена за счет действия пластовой энергии без применения дополнительных методов воздействия; 3) Сравнить полученное значение из п.2 с долей нефти, извлекаемой за счет действия пластовой энергии из залежи с аналогичными свойствами, но разрабатываемой на естественном упруговодонапорном режиме, если 60 % нефтенасыщенной площади приходится на чистую нефтяную зону (ЧНЗ) и 40% площади на водо-нефтяную зону (ВНЗ). 4) Сделать выводы ВСЕ РАСЧЕТЫ ПРОВОДЯТСЯ В СИСТЕМЕ СИ. Последовательность проведения работы: I. Ответить на контрольные вопросы. II. Определение запасов нефти и упругого запса залежи для двух вариантов геологического строения залежи. III. Сравнение результатов и выводы по работе. 1. Подсчет запасов нефти и попутного газа объемным методом Изучение геологического строения залежей нефти и газа базируется на фактических данных, полученных в процессе геологоразведочных работ и эксплуатации залежей. Степень изученности месторождения должна обеспечивать возможность его комплексного освоения при обязательном соблюдении требований по охране окружающей среды. Количество углеводородов в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называют запасами. Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, могут содержаться скопления углеводородов, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Количество углеводородов в предполагаемых залежах продуктивных, но не вскрытых бурением пластов, называют ресурсами. Оцененные ресурсы отличаются от запасов не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Запасы углеводородов. Различают геологические и извлекаемые запасы. Геологические запасы - все количество нефти и газа, находящееся в залежи в пределах ВНК (ГВК), извлекаемые запасы - только то количество УВ, которое может быть поднято на поверхность. По народнохозяйственному значению запасы месторождений нефти и газа разделяются на: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые. Подсчетом начальных запасов завершается цикл геологоразведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку. 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 неучёт которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти. Подсчет запасов – это комплекс научных исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых различными методами определяется количество полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйственное значение. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. В 1888 году горный инженер А.М. Коншин опубликовал первую работу по подсчету запасов нефти, в которой представил результаты подсчета запасов нефти объемным методом по Ильскому и Крымскому районам Кубани. 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. Суть метода заключается в определении объёма ловушки, в которой заключена залежь углеводородов и определении объёма порового (пустотного) пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях. Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом. Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена 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. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Ниже приведены формулы для расчёта геологических, извлекаемых и остаточных запасов нефти собственно объёмным методом. Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода: Qгеол = F ∙ h ∙ m ∙ ρн пов ∙ α ∙ θ (1.1) Qгеол – начальные геологические запасы, кг F – площадь нефтеносности м2 h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщинам m – коэффициент пористости –доли ед. α – коэффициент нефтенасыщенности –доли ед. ρн пов – плотность нефти в поверхностных условиях – кг/м3 θ – переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти, который находится как 1/Вн, где Вн – объемный коэффициент нефти доли. ед. Извлекаемые запасы нефти: Qизвл = Qгеол ∙ КИН, кг (1.2) Если на какой-то момент времени известно количество накопленной добычи нефти, то можно рассчитать остаточные геологические (1.3) и извлекаемые (1.4) запасы нефти: Qгеол. ост = Qгеол – ΣQн, кг (1.3) Остаточные извлекаемые запасы составят: Qизвл. ост. = Qизвл– ΣQн, кг (1.4) Для подсчета начальных геологических (1.5), извлекаемых (1.6) и остаточных геологических (1.7) и остаточных (1.8) запасов газа соответствующие категории запасов нефти последовательно умножаются на газовый фактор Г взятый в м3/т (Так как газовый фактор определяется в условиях промысла и измеряется в несистемной единице м3/т, то рассчитанные запасы нефти сначала необходимо перевести из кг в тонны): V геол.нач. = Qгеол.нач ∙ Г, м3 (1.5) Vнач.изв = Qизв. нач ∙ Г, м3 (1.6) Vгеол.ост.газа = Qгеол.ост.неф ∙ Г, м3 (1.7) Vизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф ∙ Г, м3 (1.8) Пример расчета 1) Начальные геологические запасы нефти: Qгеол = 10000000 ∙ 10∙ 0,11∙ 0,8 ∙ 780 ∙ 0,979 = 6722820764 кг, где F - площадь нефтеносности = 10000 тыс. м2 = 10000 ∙ 1000 = 10000000 м2, F – площадь нефтеносности = 10 м, m – коэффициент пористости = 11% = 0,11 доли ед. α – коэффициент нефтенасыщенности = 0,8 доли ед. ρповн – плотность нефти в поверхностных условиях = 780 кг/м3, θ – переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти, который находится как 1/Вн, где Вн – объемный коэффициент нефти доли. ед = 1/1,021 = 0,979. 2) Qизв = 6722820764 ∙ 0,431 = 2897535749 кг ΣQдоб – накопленная добыча нефти через 15 лет после начала разработки = 1159000000 кг. 3) Qгеол ост..= 6722820764 – 1159000000 = 5563806464 кг 4) Qизвл. ост = 2897535749 – 1159000000 = 1738521450 кг Для подсчета запасов газа сначала необходимо запасы нефти перевести из кг в тонны: Qгеол.нач = 6722820764 / 1000000 = 6722,8 , тыс. т Qизв. нач =2897535749 / 1000000 = 2897,3, тыс. т Qгеол.ост.неф = 5563806464 / 1000000 = 5563,8 тыс. т Qизв.ост.неф = 1738521450 / 1000000 = 1738, 5 тыс. т 5) Начальные геологические запасы газа: V геол.нач. = 6722,8 ∙ 13 = 87396,6 тыс. м3 = 87,4 млн.м3 6) Начальные извлекаемые запасы газа: Vнач.изв = 2897,3∙ 13 = 37668 тыс. м3 = 37,7 млн.м3 7) Остаточные геологические запасы газа Vгеол.ост.газа = 5563,8 ∙ 13 = 72329,5 тыс. м3 = 72,3 млн.м3 8) Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01 2010г. Vизвл.ост.газа = 6722,8 ∙ 13 = 22600,7 тыс. м3 = 22,6 млн.м3 Подсчитанные и остаточные запасы нефти по пласту через 15 лет после начала разработки сводятся в таблицу 1.1. Таблица 1.1. Начальные и остаточные запасы нефти и газа.
Контрольные вопросы: 1.Что такое упругий запас залежи?; 2. Приведите и охарактеризуйте зависимости, используемые для определения упругого запаса залежи, коэффициента упругоемкости пласта. 3.Когда развивается и чем характеризуется замкнутый (замкнуто-упругий режим) разработки нефтяной залежи; 4. В связи с чем, происходит уменьшения потенциального снижения пластового давления в водоносной зоне пласта? 5. В чем заключается суть объемного метода определения запасов? 6. Дайте определение запасов и ресурсов. 7. Назовите и дайте определения различных видов запасов углеводородов? 8. Почему снижение пластового давления в расчетах допускается только до давления насыщения нефти газом? 9. Что подразумевается под подсчетом запасов? | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||