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: 6 из 6

Покоэффициентный метод

Проектный коэффициент извлечения нефти этим методом определяется по формуле:

Ки.н. — Квт Кз Кохв

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость кол-лекторских свойств по площади и разрезу, определение значений Квт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения Кпр. Если для высокопроницаемых пластов Квт достигает 0,8 - 0,95, то в малопро-ницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, Квт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение Квт учитывается одновременно со значением Кохв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение Квт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуата-ционного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.

5.2. ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА
В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только балансовые запасы.

Это, однако, не означает, что вопросы, связанные с определением коэффициента извлечения газа Ки.г., решены полностью, скорее наоборот - причина этого заключается в значительно меньшей изученности рассматриваемого вопроса по газовым залежам, чем по нефтяным. В США традиционно в качестве конечного пластового давления на газовых залежах принимается величина, составляющая 15 % от начального давления. Такой выбор основан на эмпирическом и весьма приближенном допущении, что на залежах с высоким потенциальным дебитом скважин за 20 лет извлекается 85% начальных запасов газа. Между тем, в условиях повышения мировых цен на газ до 53 долл. за 1 тыс. м³ экономически рентабельной может быть добыча из плотных пород при дебитах скважин от 3 тыс. до 1 тыс. м³/сут и конечных давлениях на устье от 1 МПа до 0,3 МПа, так как это обеспечивает повышение коэффициента извлечения газа до 0,93.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. По данным М. Л. Фиша, И. А. Леонтьева и Е. Н. Хоменкова, обобщившим сведения по 47 отечественным залежам, законченным разработкой, средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа составил 0,895. Из указанного числа залежей 15 работали на газовом режиме, а 32 на упруговодонапорном. Коэффициент извлечения газа на залежах первой группы несколько выше, чем на залежах второй группы, и в среднем составил 0,92. На 32 залежах, работавших на упруговодонапорном режиме, конечный коэффициент извлечения, средневзвешенный по запасам, составил 0,87, причем на более крупных залежах были достигнуты более высокие его значения. Отдельные месторождения характеризовались крайне низкими коэффициентами извлечения. Следует заметить, что на залежах таких месторождений, как Шебелинское и Северо-Ставропольское, разработка которых ведется преимущественно на газовом режиме, ожидается конечный коэффициент извлечения около 0,95. Ожидаемые коэффициенты извлечения на залежах газоконденсатных месторождений Краснодарского края, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,6 до 0,85. Исходя из опыта разработки залежей, находящихся в длительной эксплуатации, величина коэффициента извлечения газа при оценке прогнозных ресурсов принимается равной 0,85.

Сказанное свидетельствует о том, что вопросы, связанные с обосно-ванием коэффициента извлечения газа, представляют одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом Ки.г может определяться в зависимости от конечного пластового давления, то на залежах с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в процессе разработки. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных балансовых запасов газа должен быть правильно определен режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.
6. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА И ЕГО КОМПОНЕНТОВ
6.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ
Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию r_о, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

Q н.г. = Qн.н r_о

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодо-напорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газородержанием:

Q г.и. = Qн.и. r_о

6.2. ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ. СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м³. Указанная концентрация этана—минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9 %. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5 %, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. т производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов Пкомп. в г/м³ в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе екомп./100 на его плотность комп. при 0,1МПа и 20°С (см. табл. 3):

Пкомп. = екомп комп/100
Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента в тыс. т в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание в г/м³ умножить на балансовые запасы свободного газа в млрд. м³ в залежи:

Q комп. = Q н.г. /Пкомп.

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа, и содержащихся в них компонентов, приведены в табл. 3.
Основные физические характеристики компонентов природных газов

Таблица 3

П араметр СН₄ С₂Н₆ С₃ Н₈ С₄Н₁₀ СО₂ Н₂ S N₂




Критическое давле- 4,73 4,98 4,34 3,87 7,38 9,18 3,46н ние Ркр, МПа

Критическая темпе- 191,1 305,4 370,0 425,2 304,2 373,6 126,2

пература Ткр. К

П лотность при 668 1251 1834 2418 1831 1431 1166 0,1 МПа и 20°С,г/м³




Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода. Балансовые запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на 0,94—отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода M Н₂S:

Q(s₂)н. = Q( н₂ s)н. (Аs / M Н₂S)
Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа в млн. м³ на долю компонента в его составе:

Q(co₂; N₂)н. = Qг.н. l(co₂; N₂) / 100
Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м³.
7.ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ И ПЕРЕСЧЕТ (ПОВТОРНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ

7.1. ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ

В процессе разбуривания залежей нефти по технологической схеме и залежей газа по проекту опытно-промышленных работ, а также при разбуривании этих же залежей по проектам разработки ежегодно осуществляется перевод запасов в более высокие категории. В первом случае запасы категории С₁ переводятся в категорию В, во втором — запасы категории В переводятся в категорию А. Естественно, перевод в более высокие категории возможен только тогда, когда в скважинах на разбуренных участках проведен комплекс исследований, предусмотренных Инструкцией по применению Классификации. Сущность перевода запасов сводится к следующему. В первую очередь на подсчетном плане определяют границы участка залежи, ограниченного скважинами, пробуренными в отчетном году. Затем эти границы переносят на все карты (изопахит, карты открытой пористости, нефтенасыщенности, эффективной пористости) по тем объектам, по которым производился подсчет запасов залежи по категории С₁ и С₂ как основы для составления первого проектного документа и категории В для составления проекта разработки. По этим картам в пределах выделенных участков по соответствующим вариантам объемного метода определяют запасы тех категорий, на основе которых составлялись первый и второй проектные документы. Вычисленные таким образом запасы каждой категории исключаются из числящихся на балансе залежи.

Затем создается новая геологическая основа в соответствии с более глубокой дифференциацией подсчетных объектов: уточнением границ распространения коллекторов, выделением зон распространения коллекторов низкой и высокой продуктивности и т.п. По новым данным также объемным методом подсчитывают запасы более высоких категорий, которые учитываются в балансе вместо исключенных запасов низкой категории.

Таким образом поступают вплоть до полного разбуривания залежи. Если залежь разбуривается по технологической схеме, запасы новой категории В сравниваются с ранее утвержденными в ГКЗ РФ или принятыми в ЦКЗ министерств запасами категории С₁ + С_2. В тех случаях когда запасы категории В не отличаются более чем на 20% от утвержденных или принятых на основе новой статистической модели и вновь подсчитанных запасов составляет проект разработки залежи. Если разница превышает 20% в любую сторону, то проводится пересчет запасов с представлением его на рассмотрение и утверждение в ГКЗ РФ.

При переводе из категории В в категорию А запасов залежей, разбуриваемых по проекту разработки, производится уточнение запасов. Опыт показывает, что существенные изменения в величинах запасов, послуживших основой для составления проекта разработки, - явление довольно редкое.

Наряду с запасами основных полезных ископаемых переводятся в более высокие категории и запасы содержащихся в них основных и полезных компонентов.
7.2. ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА ЗАЛЕЖЕЙ, НАХОДЯЩИХСЯ В РАЗРАБОТКЕ

Пересчет запасов осуществляется в случаях, когда запасы залежи после разбуривания по первому проектному документу изменяются более чем на 20% по сравнению с ранее принятыми или утвержденными в ГКЗ РФ, а также в других случаях, предусмотренных Классификацией запасов.

Следовательно пересчет запасов выполняется по разрабатывающимся залежам. Если по данным разведочных работ запасы подсчитываются на основе статистической модели объемным методом, то в процессе разработки залежей нефти и газа рассматриваются возможности для использования методов, основанных на принципе материального баланса. Однако непременным условием их применения является необходимость проведения в скважинах и по залежи в целом постоянных исследований, направленных на изучение залежи как динамической модели.

Выбор наиболее эффективного метода для пересчета запасов зависит от качества и полноты фактических данных, от их достоверности, а также от решающей способности метода применительно к условиям конкретной залежи. С этой целью в первую очередь проводится анализ по выявлению причин занижения или завышения запасов, подсчитанных по завершению разведочных работ. Если эти причины обусловлены изменением представлений о геологическом строении продуктивных пластов, то эффективным при пересчете будет объемный метод. В случаях, когда существенные изменения запасов связаны с трудностями установления типа пустотного пространства, предпочтение отдается методам, основанным на принципе материального баланса. Однако и их применение, как было показано выше, ограничивается жестким условием дренируемости всего объема залежи. Если вода начала внедряться в залежь раньше, чем весь ее объем был охвачен дренированием, то при подсчете запасов как нефти, так и газа возможны погрешности.

Нередко пересчет запасов ведется несколькими доступными мето-дами, тогда выбор эффективного метода осуществляется в каждом конк-ретном случае по наиболее представительным фактическим данным.

Порядок оформления материалов по подсчету запасов месторождений нефти и горючих газов определяется Инструкцией ГКЗ СССР.