Геометризация залежи массивного типа

 

Залежи массивного типа отличаются от пластовых тем, что у них нет подошвенного пласта. Граница нефтенасыщенной части ловушки и ниже залегающей её части, насыщенной водой, простирается по горизонтальной плоскости, контакт с которой осуществляется только по внешнему контуру нефтеносности, т. е. в линии касания этой плоскости с внутренней поверхностью покрышки. Водонефтяной контакт сплошной. В массивных залежах, по мере отбора нефти и воды из пустотного пространства коллектора, пластовая вода поднимается снизу вверх. Для нефтяной залежи, в которой пустотное пространство сравнительно однородное, созданы природные условия для эффективного вытеснения нефти пластовой водой.

Отрицательным является быстрое обводнение добываемой нефти, обычно за срок 5-6 лет до 80%. В последующие годы и даже десятилетия обводнение нефти возрастает крайне медленно. На рис. 1 приведён разрез залежи массивного типа правильного строения. Геометризация в рассматриваемом случае сводится к тому, что с помощью проведения прямой линии (плоскости) А часть покрышки начинаем относить к нефтенасыщенной породе, а в другом месте равноценный по объёму фрагмент массива нефтяной залежи начинаем считать породой покрышки. Далее проводится по описанному выше приёму горизонтальная линия (плоскость) Б и вторая наклонная линия (плоскость) В.

После завершения построений залежь в разрезе на рис. 1 представляется двумя треугольниками I и III и прямоугольником II. Имея размеры указанных линий, легко подсчитывается площадь трёх фигур, результаты складываются, и получается площадь разреза залежи, представленной на рисунке.

При подсчёте запасов углеводородов в реальной нефтяной залежи, количество аналогичных построений иногда исчисляется сотнями.

 

 

 

ВНК – водонефтяной контакт; I – левая часть залежи в форме треугольника; II – средняя часть залежи в форме прямоугольника; III – правая часть залежи в форме треугольника. А, Б, В – линии, выравнивающие изгибы плоскости контакта покрышки и массива коллектора.

 

 

Основные понятия и определения

 

Под геологическими (балансовыми) запасами Q_г понимается всё количество нефти и газа, находящееся в залежи в пределах контура нефтеносности (ВНК) или газоносности (ГВК).

К извлекаемым запасам Q_из. относится только количество УВ, которое можно поднять на поверхность, то есть извлечь из земных недр современными методами добычи.

Коэффициент нефтеотдачи (извлечения) К_и характеризует степень извлечения нефти (газа) из недр и является отношением величин извлекаемых запасов к геологическим К_н = Q_из./Q_г (в % или долях единицы).

 

 

Цель

Лабораторная работа имеет целью обучить студентов методике объёмного метода подсчёта запасов нефти и газа в нефтяной залежи.

 

3. Исходные данные для подсчёта запасов нефти и газа в

нефтяной залежи объёмным методом.

По результатам разведочных работ определяют параметры залежей УВ и рассчитывают запасы нефти и газа отдельных залежей и местоскопления в целом. На основании геологических, промыслово-геофизических, геохимических, гидродинамических и других видов исследований определяют размеры и тип залежей УВ, мощности продуктивных пластов, коллекторские свойства, состав и свойства нефти, газа, воды и др. показатели.

Требуется иметь следующие исходные данные:

F – площадь нефтеносности, м² (по ВНК);

h_эф. – эффективная нефтенасыщенная мощность, м;

m – открытая пористость, доли единицы;

γ – плотность нефти, кг/м³;

в – нефтенасыщенность, доли единицы;

f – коэффициент усадки, доли единицы (поправка для перевода объёма нефти из пластовых условий в поверхностные).

К_н – коэффициент нефтеотдачи.

Перечисленные величины в цифровом выражении для решения поставленной задачи по вариантам приведены в табл. 1.

 

Табл. 1

Варианты заданий для выполнения расчётов

№ п/п	F, м2	hэф, м	m, доли еди-ниц	γ, кг/м3	в, доли еди-ниц	f, доли единиц	Кн,доли еди-ниц	Qдоб. н. тыс. т	Г, нм3/т
1.			0,10	880,2	0,91	0,9555	0,310
2.		5,5	0,10	880,2	0,92	0,9603	0,311
3.		6,4	0,10	880,2	0,91	0,9605	0,311
4.		12,0	0,10	880,2	0,92	0,9555	0,311
5.		9,5	0,15	880,2	0,92	0,9555	0,326
6.		8,8	0,15	880,2	0,92	0,9555	0,326
7.		8,2	0,15	911,2	0,85	0,9550	0,326
8.			0,15	911,2	0,85	0,9500	0,325
9.		11,5	0,15	911,2	0,85	0,9500	0,325
10.		11,8	0,12	862,8	0,89	0,9628	0,325
11.		11,2	0,12	862,8	0,89	0,9628	0,326
12.		17,2	0,12	862,8	0,89	0,9628	0,326
13.		18,5	0,12	862,8	0,89	0,9626	0,317
14.		19,2	0,12	862,8	0,89	0,9626	0,317
15.		20,0	0,17	841,4	0,90	0,9624	0,318
16.		15,6	0,17	841,4	0,90	0,9623	0,324
17.		16,7	0,17	841,4	0,90	0,9623	0,324
18.		8,4	0,17	841,4	0,90	0,9623	0,318
19.		8,9	0,19	831,5	0,92	0,9611	0,355
20.		11,5	0,19	831,5	0,93	0,9611	0,350
21.		12,5	0,19	831,5	0,94	0,9612	0,345
22.		19,1	0,22	831,5	0,95	0,9612	0,370
23.		20,2	0,22	922,0	0,90	0,9605	0,318
24.		6,6	0,25	922,0	0,91	0,9605	0,370
25.		7,7	0,25	922,0	0,91	0,9605	0,380

4. Методическая последовательность подсчёта запасов

нефти и газа объёмным методом

 

Объёмный метод подсчёта запасов подразделяется на несколько вариантов: собственно объёмный, объёмно-статистический, метод изолиний, объёмно-весовой и гектарный методы.

Для производства работ по подсчёту запасов нефти и газа объёмным методом проводится детальная корреляция разрезов скважин, на основании которой выявляется детальное строение залежей и местоскопления в целом. Этот метод применим к сводовым залежам, как правило, несложного строения.

Суть метода заключается в определении объёма ловушки, в которой заключена залежь УВ и определении объёма порового (пустотного) пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях.

При расчёте запасов УВ в целом по местоскоплению суммируются запасы УВ по каждой залежи. Как правило, границы залежей и их параметры характеризуются собственными фактическими данными и существенно отличаются друг от друга. Нередко в одном местоскоплении встречается несколько залежей, отличающихся литологией продуктивных пластов (терригенные или карбонатные пласты), коллекторскими свойствами (однородные пласты либо с замещением коллекторов глинами), степенью насыщенности ловушки УВ (коэффициент заполнения ловушки: 1,0; 0,5; 0,3 и т. д.), свойствами нефти (легкой газонасыщенной, плотной высоковязкой, легкой, но парафинистой и т. д.) и др.

Для примера рассмотрим формулу расчёта геологических запасов нефти собственно объёмным методом для сводовой залежи простого строения (на ненарушенной структуре):

Q_{г бал.} = F · h_эф.· m · γ · в · f, где (1)

 

 

Q_{г бал.} – геологические балансовые запасы нефти в тыс. тонн;

F – площадь нефтеносности, м² (по ВНК);

h_эф. – эффективная нефтенасыщенная мощность, м;

m – открытая пористость, доли единицы;

γ – плотность нефти, кг/м³;

в – нефтенасыщенность, доли единицы;

f – коэффициент усадки, доли единицы (поправка для перевода объёма нефти из пластовых условий в поверхностные).

 

Q_из. = Q_{г бал.} · К_н, где (2)

 

Q_из. – извлекаемые запасы нефти;

К_н – коэффициент нефтеотдачи; доли единицы.

 

 

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2011г. составят

Q_{бал. ост.} = Q_бал. – Q_{доб .}, где (3)

Q_доб – количество добытой нефти с начала разработки на анализируемую дату, тыс. т.;

 

 

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2011г. составляют:

Q_{извл. ост.} = Q_извл. – Q_{доб .}. (4)

 

 

Расчёт балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа в млн. м³:

V_{бал. нач.} = Q_{г бал.} · Г, где (5)

 

Г – газовый фактор по пласту, нм³/т.

 

V_{бал.. извл.} = Q _{бал. извл.} · Г, где (6)

 

V_{бал.. извл.} – начальные извлекаемые запасы газа.

 

 

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.

 

V_{бал. ост.} = Q_{бал. ост.} · Г, (7)

 

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.2011г.

 

V_{извл. ост.} = Q_{извл. ост.} · Г. (8)

 

Добытый газ, млн. м³ на 01.01.2011г.

 

V_{добытый} = Q _доб. · Г. (9)

 

 

5. Содержание отчёта

Отчёт содержит результаты подсчёта геологических запасов нефти Q_г в тыс. тонн; извлекаемые запасы нефти Q_извл. в тыс. тонн; остаточные балансовые запасы нефти на дату подсчёта Q_{бал. ост.} в тыс. тонн;добытое количество нефти с начала разработки на анализируемую дату Q_{доб .}, тыс. тонн; остаточные извлекаемые запасы Q_{извл. ост.},тыс. тонн;балансовые запасы газа V_{бал. нач.} млн н м³,газовый фактор нефти для пласта Н м³/т; V_г балансовые извлекаемые запасы газа, млн. м³; V_{бал. ост. газа},млн м³ балансовые остаточные запасы газа; V_{извл. ост.газа},млн. м³ извлекаемые остаточные запасы газа

Все результаты заносятся в итоговую табл. 2. Делается краткий вывод.

 

 

Таблица 2

Подсчитанные и остаточные запасы нефти и газа по пласту

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, млн. м3
начальные	Добы- тая нефть	остаточные	начальные	Добы- тый газ	остаточные
бал.	извл.	бал.	извл.	бал.	извл.	бал.	извл.

 

 

Необходимо отметить, чтов законе о недрах предусмотрено комплексное использование месторождений полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, с учётом извлечения попутных компонентов (гелий, сера и др.), которые можно добывать с экономической выгодой при промышленных концентрациях их в углеводородах и необходимых объёмах самих углеводородов на ближайшие 10 – 15 лет.

 

 

Контрольные вопросы

1. Как понимать объёмный метод подсчёта запасов нефти и газа в нефтяной залежи?

2. Какие задачи и виды работ выполняются в разведочном этапе при поиске нефти и газа?

3. Как выполняется геометризация залежи УВ?

4. Дайте определение геологических (балансовых) запасов нефти.

5. Дайте определение геологических (балансовых) запасов попутного газа.

6. Какие запасы нефти относятся к извлекаемым?

7. Какие запасы газа относятся к извлекаемым?

8. Дайте определение коэффициента нефтеотдачи.

9. Напишите и объясните формулу расчёта запасов нефти.

10. Напишите формулу определения начальных балансовых запасов газа.

11. Как производится определение объёма добытой нефти на промежуточном и окончательном этапах разработки нефти?

12. Как определяется пористость коллектора нефтяной залежи?