Подсчет запасов углеводородов

Запасы углеводородов определяют по отдельному слою, пласту, интервалу, блоку, залежи, месторождению, группе месторождений, региону и т. д. Процедуру определения запасов УВ называют подсчетом запасов, а объект, в пределах которого ведут подсчет запасов, – подсчетным объектом.

Подсчетный план является основой для подсчета запасов, его составляют по структурным картам поверхности продуктивных пластов-коллекторов. На карту наносятся внешний и внутренний контуры залежи, все пробуренные скважины, границы категорий запасов. По испытанным скважинам приводится глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы пласта-коллектора, интервалы перфорации, начальные и текущие дебиты углеводородов. По добывающим скважинам приводят начальный и текущий дебиты, пластовое давление, добытый объем углеводородов, водосодержание.

Система классификации запасов, методика подсчета, отнесение запасов к определенной категории стандартизировано.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на определении геометрических размеров нефтяного пласта, пористости слагающих его пород, коэффициента нефтенасыщенности, нефтеотдачи, плотности нефти. Применяют зависимость извлекаемого запаса нефти Q от площади F, нефтенасыщенной мощности пласта h, коэффициента его открытой пористости m, нефтенасыщенности b, нефтеотдачи К _н, плотности нефти на поверхности r, пересчетный коэффициент, который учитывает усадку нефти q:

Q= F h m b К_н r q

Для подсчета запасов нефти строят карты структурного плана кровли нефтеносного горизонта, карты изопахит. Часть нефти, до 20% от объема пор, является неизвлекаемой. Отношение объема нефти, которую можно извлечь на поверхность, к первоначальному объему нефти называют коэффициентом нефтеотдачи К_н. Он зависит от свойств нефти и параметров пористого пласта, а также от плотности сетки добывающих скважин, способа разработки залежи, интенсивности разработки, режима пласта. По опыту разработки месторождений коэффициент нефтеотдачи находится в пределах: при водонапорном режиме – 0,6-0,5, газовой шапке – 0,4-0,7, растворенного газа – 0,2-0,4, гравитационной – 0,1-0,2.

При подсчете запасов нефти и газа объемным методом используются различные способы расчета средних значений параметров:

среднего арифметического, средневзвешенного, средневзвешенного по эффективной нефтенасыщенной толщине, средневзвешенного по площади; средневзвешенного по объему.

Возможность применения каждого из этих способов определяется степенью изученности залежей и объемом фактических данных, характером расположения скважин по площади залежи, наличием или отсутствием взаимосвязи между параметрами и закономерностей изменения их по площади, степенью однородности пластов-коллекторов и характером статистического распределения параметров.

На структурной карте кровли продуктивного горизонта показывают результаты опробо­вания всех пробуренных скважин на дату подсчета. Отмечают скважины: давшие безводную нефть или газ, давшие нефть или газ с водой, давшие воду или газ; давшие при испытании воду с пленками нефти; встретившие притоки нефти или газа в процессе бурения; показавшие благоприятные признаки газонефтеносности по каротажу, но неиспытанные.

При определении контуров нефтеносности и продуктив­ной площади используют карту водонефтяного кон­такта.

Нефтенасыщенная мощность пласта h — обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без по­правки на угол его падения (так как при расчете объема пласта обычно берут произведение проекций площади на горизонталь­ную плоскость на вертикальную мощность). Точное определение нефтенасыщенной мощности является важной задачей. Для этого используют данные анализа кернов, электрического и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить водонефтяной контакт и границы эффективной нефтенасыщенной мощности. Положение нижней границы нефтенасыщенной мощности усложняется нали­чием переходной зоны, которая в проницаемых коллекторах составляет до 0,3 м, а в плохо проницаемых достигает 8 м и более.

Наиболее точные определения нефтенасыщенной мощности получаются при использовании комплексных наблюдений (изу­чение керна, испытания скважин, электро- и радиоак­тивный каротаж.

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта может быть вычислена как средне­арифметическая величина или как средневзвешенная по пло­щади. Среднеарифметическую величину обычно вычисляют, когда число пробуренных скважин невелико и зна­чения мощности по этим скважинам сильно различаются. Если скважин пробурено достаточно много и мощность пласта в них меняется плавно, то среднюю мощность вычис­ляют путем составления карты изопахит и подсчета по ней средневзвешенной мощности на единицу площади по соотношению:

где f₁, f₂,..., fn — площади отдельных участков пласта, ограни­ченные соседними изопахитами, м²; h₁, h₂, ..., h_n — средние изопахиты, соответствующие указанным участкам и определяемые как средние величины между двумя соседними изопахитами, м.

Объем продуктивной части пласта Fh производится арифметическим способом с помощью карт изопахит, литологической карты и построения сводно-статистического раз­реза. Этот способ определения объема пласта наибо­лее простой и применяется для монолитного пласта, характери­зующегося простой формой строения, более или менее однород­ным фациальным составом пород и небольшой изменчивостью мощности. Сущность, его заключается в определении средней эффективной нефтенасыщенной мощности пласта по скважинам и умножения этой средней величины на площадь проекции пласта на плане расположения скважин. Процесс расчета усложняется при наличии неоднородных пластов. Необходимо расчленять площадь на блоки, предварительно установив границы распространения коллекторов (границы блоков).

Метод материального баланса основан на изучении изменения параметров углеводородов пласта в зависимости от изменения давления при эксплуатации пласта. Метод подсчета запасов газа по падению давления применяют для значений, в которых первоначальный объем пористого пространства залежи не изменяется в процессе разработок. Этот метод неприменим для водонапорного режима. Метод основан на допущении постоянства количества извлекаемого газа при падении давления на 1 кг/см² за весь период разработки залежи.

Метод материального баланса не применим на ранних стадиях разработки, так как все параметры находятся в состоянии близком к статическому и проследить динамику изменения параметров залежи можно только после создания достаточной депрессии. Применение метода материального баланса требует тщательного изучения закономерности распределения параметров по объему залежи и закономерности изменения физико-химических свойств углеводородов в процессе разработки.

Оценка применимости методов подсчета запасов. Широкое распространение объемного метода объяс­няется применением воздействия на пласт, что за­трудняет использование других методов.

Важнейшими факторами при выборе метода подсчета запа­сов являются режим работы залежи и степень её разведанности. В зависимости от режима залежи необходимо иметь в виду следующее: при водонапорном режиме возможно при­менение только объемного метода; при водонапорном режиме и его со­четании с режимом растворенного газа воз­можно применение кроме объемного методов мате­риального баланса и статистического; при режимах газовой шапки и растворенного газа применяются все три метода; при гравитационном режиме применяют объемный метод.

Таким образом, универсальным при различных режимах яв­ляется объемный метод. Однако для пла­стов со значительной фациальной изменчивостью, когда трудно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объемного метода может оказаться затруднительным. Такие условия характерны для залежей с режимом растворенного газа; в этом случае может оказаться более целесообразным использование в зависи­мости от имеющихся данных статистического метода или ме­тода материального баланса, не требующих при определении запасов знания объема пласта и соответствующих параметров.

ТЕМА 6. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ

Дата добавления: 2015-08-18