Методика объёмного метода подсчёта запасов нефти и газа в нефтяной залежи

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ   ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ»   К а ф е д р а  разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений               МЕТОДИКА  ОБЪЁМНОГО МЕТОДА ПОДСЧЁТА ЗАПАСОВ  НЕФТИ И ГАЗА В НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ      Лабораторная работа                                                                            ЛР выполнил:                          Федорцов Д.В.                       ЛР проверил:                                  доцент Редькин И.И.             Самара  Самарский государственный  технический университет 2012

 

Цель:

 

Целью ЛР является обучение студентов методике объёмного метода подсчёта запасов нефти и газа в нефтяной залежи.

 

 Введение

 

В принятой в России схеме  стадийности поисковых работ  на нефть и газ на третьем разведочном этапе предусматривается уточнение параметров для выполнения подсчёта запасов. Изучается весь имеющийся керновый материал, пробы нефти, газа и воды, данные геофизических и сейсмических исследований. Выполняется подготовка местоскоплений, нефтяных залежей к разработке, при этом основными задачами являются: геометризация залежей углеводородов, оценка достоверности значений коллекторских свойств продуктивных пластов и подсчётных параметров для расчёта запасов и составления схемы опытно-промышленной эксплуатации объекта скопления углеводородов.

Как указывалось ранее, на всех этапах разведки на нефть и  газ проводятся геофизические исследования скважин (ГИС). Совместно по данным ГИС и керна выполняются необходимые геологические построения: структурные карты и профили, карты изопахит и др., которые используются для изучения геологического строения нефтегазовых объектов и подсчёта запасов углеводородов в них.

Геометризация залежи сводится к теоретическому делению тела залежи на различные геометрические фигуры, которые позволяют рассчитать их объём. При этом делаются определённые допущения, как показано на рисунке.

Суммарный объём залежи получают сложением объёмов всех выделенных частей залежи.

Объём нефтяной залежи определяется в кубических километрах.

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).

 

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

 

 

 

 

 

 

Вариант №11 заданий для выполнения расчёта

 

№ 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
11.	26300	11,2	0,12	862,8	0,89	0,9628	0,326	5180	50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 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.

 

 

 

 

 

 

Выполнение  расчета

 

 

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).

Подставляем данные нам  величины:

Q_{г бал.} = 26300 · 11,2 · 0,12 · 862,8 · 0,89 · 0,9628 = 26133119

 

Q_из. = Q_{г бал.} · К_н, где                                          (2)

 

Q_из. – извлекаемые запасы нефти;

К_н – коэффициент нефтеотдачи; доли единицы.

Подставляем данные нам  величины:

Q_из. = 26133119 · 0,326 = 8519397

 

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2012г. составят

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

 

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

Подставляем данные нам  величины:

Q_{бал. ост.} = 26133119 – 5180 = 26127939

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2012г. составляют:

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

 

:

Q_{извл. ост.} = 8519397 – 5180 = 8514217

 

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.

Подставляем данные нам  величины:

V_{бал. нач.} = 26133119 · 50 = 1306655950

 

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

 

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

Подставляем данные нам величины:

V_{бал.. извл.} = 8519397 · 50 = 425969850

 

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2012г.

 

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

 

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.2012г.

Подставляем данные нам величины:

V_{бал. ост.} = 26127939 · 50 = 1306396950

 

 

 

 

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

 

Добытый газ, млн. м³ на 01.01.2012г.

Подставляем данные нам величины:

V_{извл. ост.} = 8514217 · 50 = 425710850

 

V_{добытый} = Q _доб. · Г.                                             (9)

 

Подставляем данные нам  величины:

V_{добытый} = 5180 · 50 = 259000                                      

 

 

 

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.
13431687	8519397	5180	26127939	8514217	1306655950	425969850	259000	1306396950	425969850