подсчет запасов. Заслуженный нефтяник Российской Федерации

• Название: Заслуженный нефтяник Российской Федерации
• Анкор: подсчет запасов
• Дата: 12.12.2021
• Размер: 0.76 Mb.
• Имя файла: []_Podschet_zapasov_i_ocenka_resursov_nefti_i_gaza(BookSee.org)..doc
• Тип: Решение; #300903
• страница: 4 из 6

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извле­чена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения kи.н: Qн.и. = Qн.н kи.н.

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. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до за­вершения разработки. Тем самым первоначально созданные пред­ставления о строении залежей в виде статических моделей посто­янно совершенствуются, а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статических моделей происходит в резуль­тате как увеличения объема наблюдении, так и привлечения но­вых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразве­дочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученно­сти залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяе­мый вариант объемного метода. С повышением степени изученно­сти они усложняются. Именно этим обусловливается многовариант­ность объемного метода. Каждому варианту присущи свои спосо­бы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определе­ния средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п.
4. 2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И

СВОБОДНОГО ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

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 прослеживание их по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эф­фективные и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины плас­та, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые дав­ление и температура;

3) построение статической модели и подсчет запасов в соответ­ствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматри­вается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обосно­вание и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их ге­ометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и со­ставление подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалан­совых) запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в це­лом.
4.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА

К коллекторам порового типа относятся преимущественно терригенные и частично карбонатные коллекторы. К настоящему вре­мени наиболее изучены коллекторы порового типа, что определя­ет более высокую достоверность расчетных параметров содержа­щихся в них залежей. 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 и более глубокой дифферен­циации запасов.

4.3.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИИ СТАДИИ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчиты­ваются при минимальной информации, имеющейся к этому момен­ту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)- насыщенные толщины, изучены коллекторские свойст­ва и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поиско­вого бурения. Граница площади с запасами категории C₁ прово­дится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам буду­щей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи за­пасы относятся к категории С₂.

В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо) насыщен­ных объемов и подсчет запасов производятся по разному.
Пластовые залежи.

Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной кар­той по отражающему маркирующему горизонту (ОМГ) и предпо­лагаемым положением ВНК. Для залежей, связанных с пластами, отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей, т. е. аналогично тому, как определяется нефтеносная пло­щадь при подсчете перспективных ресурсов. Однако в данном слу­чае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики.

В газовых залежах отметка ГВК и газоносная площадь могут быть определены более надежно.

Эффективная нефте(газо) насыщенная толщина залежей при­нимается по данным единственной пробуренной скважины. Выделе­ние толщин пропластков производится по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС с учетом кондиционных значений, определенных по геофизическим данным или принятых по анало­гии с соседними залежами.

Нефтенасыщенный объем залежи Vн. определяется без состав­ления карты изопахит. Объем коллекторов в преде­лах площади с запасами категории C₁ вычисляется путем умноже­ния площади F на нефте(газо) насыщенную толщину в скважи­не hн.эф. т. е.

Vн = F h н.эф.

Объем коллекторов на площади с запасами категории С₂ со­стоит из двух частей: оставшегося объема в пределах внутренне­го контура нефтеносности (нефтяной зоны) и объема водонефтяной зоны.

Пер­вое слагаемое получают как произведение

Vнз = Fнз hн.эф

где Fнз - площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности.

Объ­ем коллекторов в водонефтяной зоне (ВНЗ) равен

Vвнз = Fвнзhн.эф / 2.

где F внз — площадь, ограниченная внешним внутренним контуром нефтеноснос­ти.

Суммарный объем коллекторов с запасами категории С₂ равен:

Vс₂ = V нз + V внз

Чтобы определить среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах площади с запасами этой категории, необходимо полученный объем разделить на Fнз +Fвнз.

Коэффициенты открытой пористости kп.о и нефте(газо) насы­щенности kн(kг} принимаются по данным пробуренной скважины и рассчитываются по керну или ГИС. При расчете по керну бе­рется среднее арифметическое из всех наблюденных значений в проницаемых интервалах пласта, а по ГИС - средневзвешенное по толщине нефте(газо) насыщенных пропластков.

Пересчетный коэффициент  и плотность нефти н в поверхно­стных условиях при подсчете запасов нефти принимаются или по данным анализа пластовых проб из этой скважины, или по анало­гии с соседними залежами.

Начальное пластовое давление ро и пластовая температура t пл при подсчете запасов газовой залежи принимаются по данным за­меров в скважине.

Коэффициент сжимаемости Z рассчитывается по составу плас­тового газа, определенному по пробе, отобранной на устье скважи­ны, или принятому по аналогии с соседней залежью.

Таким образом, при подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)- насыщенных толщин.
Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено вык-линиванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими при­чинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть ус­тановлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой про­дуктивной скважины были пробурены одна или несколько непро­дуктивных скважин.

Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует пол-ностью. При этом граница выклинивания проводится через се­редину расстояний между продуктивной и непродуктивными сква­жинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе при­нимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной сква­жине ведется линейно (рис.4 а).

В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.


Рис.4 Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей.

Пласты: а- выклинивающийся по восстанию; б - с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в -с выдержанной общей толщиной и литолого-фапиональным замещением.

Границы: 1-выклинивания пласта, 2-литолого-фациального замеще-ния пласта; 3-плохо проницаемые породы; 4-нефть; 5-вода; скважины:

6-продуктивные, 7-без притока, 8-давшие воду; контуры нефтеносности: 9- внешний, 10-внутренний; 11-изолинии hн.эф; 12-границы площади с запасами категории C₁; цифры у скважин: верхняя - номер скважины, средняя - общая толщина пласта, нижняя - эффективная нефтенасыщен-ная толщина; объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах:

Vнз- нефтяной, V внз — водонефтяной.

В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем. Она связана с тем, что подобное замещение может проявляться в различных формах. С одной стороны, лито-фациальное замещение может происходить в пластах с неиз­меняющейся по площади общей толщиной (рис.5а). С другой стороны, литолого-фациальным замещением может сопровождать­ся выклинивание пласта, причем замещение непроницаемыми по­родами наступает значительно раньше, чем происходит выклини­вание пласта или пропластка. При этом процесс замещения будет постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подоб­но выклиниванию (рис.5б). При резком литологическом заме­щении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемы­ми (рис.5в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы заме-щают­ся низкопродуктивными, а те, в свою очередь, непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках как с неизменяющейся (рис.5г), так и с изменяющейся (рис.5, д) толщиной.



В каждом нефтегазоносном районе накоплен достаточный фактический ма­териал, позволяю-щий выявить основные закономерности в характере литолого-фациального замещения пластов, содер­жащих залежи нефти и газа, на основе которых осуществляется выбор той или иной модели. На стадии поисков при гео­метризации залежей можно использо­вать только модели а и б, (рис. 5). В обоих случаях граница замещения про­водится на середине расстояния между продуктивной и непродук-тивными сква­жинами.

В тех случаях, когда общая толщина пласта в продуктивной скважине сущест­венно (не менее чем вдвое) превышает толщину в

непродуктивных скважинах, расчет объемов

коллекторов ведется на основе карты изопахит Рис. 5. Возможные схе­- эффективных нефте-(газо)-насыщенных толщин мы литолого-фациаль-с пласта ( рис. 5б), которая почти аналогична ного замещения кол- карте для случая выклинивания. На границе рас- лекторов плохо прони-

пространения коллекторов эффективная толщи- цаемыми по­родами.

на пласта также принимается равной 0 м. Интерполяция изопахит между продук­тивной скважиной и нулевой изопахитой ведется линейно.Расчет объемов коллекторов для каждой категории запасов при неизменяю-щейся толщине пласта ведется без составления кар­ты изопахит

(см. рис. 4 в).

Определение границ стратиграфически ограниченных залежейосуществляют по данным сейсмических исследований с учетом за­кономерностей распространения залежей подобных типов в иссле­дуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, послед­няя из которых
Скв.1



Рис. 6. Схема определения объема коллекторов стратиграфических ограничен­ных залежей по данным одной скважины.

о — профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б — за­лежь в плане; в — профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт я перекрыт более молодыми осадками. / — нефть; 2 — вода; 3 — зона отсутствия коллектора; 4 — кора вы­ветривания; 5—плохо проницаемые породы; 6—скважины; контуры нефтеносности- 7— внешний, 5 — внутренний; 5 — границы площади с запасами категории C₁; объемы нефте-насыщенных коллекторов в зонах: V В3 постепенного выклинивания коллекторов, Vv9— нефтяной, V ВНЗ водонефтяной; I — шаг будущей эксплуатационной сетки.

оказалась продуктивной. Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молоды­ми осадками (рис. 5). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Бере­зовского района Тюменской области.

Положение ВНК и ГВК в стратиграфически ограниченных за­лежах определяется так же, как в пластовых залежах.

Расчет объемов нефте(газо)насыщенных коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей (рис. 6). В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в про­дуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с за­пасами категории C₁ определяется как :

Vс₁ = Fс₁ hн.эф.,
а в грани­цах площади с запасами категории С₂ находится из выражения:
Vс₂= (F₁ +F₂ - F₃ – F₄ - 2Fc₁) hн.эф. / 2
где: F₁, F₂ — площади, огра­ниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефте­носности;

F₃ — площадь зоны постепенного выклинивания коллек­тора;

F₄ - площадь зоны отсутствия коллектора;

Fс₁ - площадь с запасами категории С_1.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по об­щей схеме для пластовых залежей. Запасы нефти и свободного газа подсчитываются по формулам:

Qн.н =с₁,с₂ Fhн.эф kп.о. kн.  Qн.г =с₁,с₂ Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт
По этим же формулам без составления карт изопахит подсчи­тываются запасы тектонически экранированных залежей. Особен­ность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной - берется лишь ее половина ( рис. 7).



а
Рис. 7. Схема определения объема коллекторов тектони-чески экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б).

1- нефть; 2- вода; 3- плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4-линия нарушения; 5- скважина; контуры нефтеносности: 6- внешний; 7- внутренний; 8 - площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 — границы площади с за­пасами категории C₁: Vнз-нефтяной, V внз — водонефтяной, Vзн - зоны нарушения
4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии,—установ­ление промышленной ценности открытого месторождения. Естест­венно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключе­ние должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различ­ными коллекторскими свойствами.

Залежи любого типа, связанные с пластами, претерпевают пер­вую дифференциацию по площади. Запасы нефтяных (НЗ), газо­вых (ГЗ), во-донефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчи­тываются раздельно.

Для обоснования ВНК и ГВК и проведения границ залежей состав-ляется схема опробования скважин и обоснования контак­тов. На схеме

приводятся сведения о результатах опробова­ния, данные замеров гид-родинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС (рис. 8).

Рис.8 Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи. Интервалы: 1-нефтенасыщенный, 2 -непроницаемый, 3-перфорирован-ный, 4-водонасыщенный 5-с неясной характеристикой; Н-дебит нефти; В-обводнеиность нефти в % или дебит воды в м³/ сут.
В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформиро­вавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой.

В формирующихся залежах между зонами ста­билизированного, или предельного, нефте(газо) насыщения и водо-насыщенной располагается переходная зона (рис. 9). В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, разли­чающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной ста­билизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа.

При опробовании среднего интервала разреза—прито­ки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зо­не, тем больше воды в продукции скважины.

Опробование нижне­го интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки одной воды. ВНК или ГВК в переход­ных зонах отбиваются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.


Рис. 9. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа.

1—зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2—переходная зона; породы: 3—водонасыщенные, 4-непроницаемые; высота: l_кр- водонефтяного контакта над зеркалом воды, l_ст - зоны стабилизации над зеркалом воды.
Контакт нефть—вода, как правило, редко бывает плоским. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким об­разом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважи­нах. Эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина в каждой скважине учитывается во всех продуктивных интервалах не­зависимо от принятого среднего уровня положения ВНК. Поверх­ность контакта газ—вода зна­чительно ближе к плоскости, хо­тя возможны случаи отклонения от нее.

Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверх­ности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внут­ренний контур переносится на карту поверхности кровли коллек­торов продуктивного пласта.