Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа - файл n2.docx

Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа
скачать (5805.7 kb.)
Доступные файлы (6):
n1.doc35kb.22.06.2012 15:59скачать
n2.docx2785kb.22.06.2012 15:59скачать
n3.doc101kb.22.06.2012 15:59скачать
n4.doc478kb.24.06.2012 12:55скачать
n5.doc2639kb.23.06.2012 01:23скачать
n6.doc686kb.23.06.2012 01:23скачать

n2.docx

  1   2   3

  1. Сущность действующей на территории РФ Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Основные и попутные полезные ископаемые, попутные полезные компоненты. Понятие запасов и ресурсов.

Ресурсами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки предполагаемых скоплений углеводородов.

Запасами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных разведанных и разрабатываемых залежах углеводородов.

Классификация запасов и ресурсов месторождений - это нормативный методический документ, обуславливающий принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов. В наше время на территории Российской Федерации действует временная классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа, от 7.02.01.

1) единые для территории Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа в недрах по степени их изученности и народно-хозяйственному значению.

2) условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения;

3) основные принципы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа

Классификация запасов определяет требования комплексной оценки и рационального использования природных ресурсов исходя из основ законодательства Российской Федерации о недрах.

На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся: нефть и горючие газы.

К попутным полезным ископаемым: минеральные комплексы (горные породы), руды, подземные воды, рассолы, добыча которых при разработке основных полезных ископаемых и использовании в народном хозяйстве, экономически является целесообразным.

К попутным полезным компонентам относятся заключённые в полезных ископаемых минералы, металлы, другие химические элементы и их соединения, извлечение которых обоснованно технологическими и технико–экономическими расчетами.

В зависимости от формы нахождения связи, с основными полезными ископаемыми и с учетом требований к условиям их разработки попутные полезные ископаемые и компоненты разделяются на три основных группы:

1) Попутные полезные ископаемые, которые образуют самостоятельные, пласты, залежи или другие рудные тела в горных породах, вмещающих основных полезные ископаемые. Применительно к месторождениям нефти и газа – это подземные воды продуктивных пластов водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации I, Br, B, соединений Mg, K, Li, Rb, St и других, а также воды пригодные для бальнеологичных, теплоэнергичных и других целей.

2) Компоненты, заключенные в полезных ископаемых и выделяемые при его добыче в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах – попутный газ, в газоконденсатных – конденсат.

3) Попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных полезные ископаемые, выделяемые лишь при его переработке. На месторождениях нефти и битумов – S, Va, Ti, Ni. В свободном газе, в растворённые нефти газе – C2H6, C3H8, C4H10, H2S, He, Ar, Hg. В пластовых водах – I, Br, содержание металлов.

  1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории А.

Категория А – запасы залежи изучены с детальностью, которая обеспечивает определение следующих основных параметров:

  1. тип, форма, размер залежи;

  2. эффективная нефтенасыщенная или газонасыщенная толщина;

  3. тип коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;

  4. нефте- и газонасыщенность пластов;

  5. состав и свойства нефти, газа и конденсата;

  6. основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность, пьезопроводность).

Запасы категории А подсчитываются по залежи, ее части, разбуренной с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Они подсчитываются только по разрабатываемым месторождениям, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.

Обоснование границ запасов категории А

1) если залежь разбурена в полном соответствии с проектом разработки месторождения изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то границы запасов категории А соответствует границам залежи, то есть проводятся внешнему контуру нефтеносности (рисунок 1).

рис 1

Рисунок 1 – Схема к обоснованию границ запасов категории А

1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины, разбуренные в соответствии с проектом разработки залежи нефти; 3 - эксплуатационные скважины, разбуренные по проекту опытно-промышленной эксплуатации залежи газа

2) если залежь частично разбурена и изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то для этой части залежи запасы категории выделяются в границах, проведенным по эксплуатационным скважинам, разрабатывающимся в соответствии с проектом разработки месторождения.

  1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории В.

Категория В. Запасы залежи или ее части, нефтегазоностность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. При этом должны быть изучены в степени, достаточной для составления проектов разработки залежи, следующие параметры:

  1. тип, форма и размер залежи;

  2. эффективнная нефте- и/или газонасыщенная толщина;

  3. тип породы-коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;

  4. нефте- или газоносыщенность продуктивных пластов;

  5. состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластах и стандартных условиях и др.

Запасы категории В подсчитываются по залежи или ее части, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Запасы категории В подсчитываются на разрабатываемых месторождениях, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.

  1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С1.

Категории С1 – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа, при этом часть скважин может быть опробована испытателями пластов, в неопробованных скважинах получены положительные результаты геологических и геофизических исследований.

Для отнесения запасов к категории С1 должны быть известны:

1) тип, форма и размеры;

2) условия залегания пластов-коллекторов по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенные для данного района методам геологических и геофизических исследований;

3) литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газоностность, коэффициент вытеснения, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, изученная по керну и материалам геолого-геофизических исследований;

4) состав и свойства нефти, газа конденсата в пластовых и стандартных условиях, изученных по данным опробования скважин;

5) по газонефтяной залежи установлена промышленная ценность нефтяной оторочки;

6) продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления (Рпл), и температуры (t 0 С), дебиты нефти, газа и конденсата, изученные по результатам испытания и исследования скважин;

7) гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно промышленной разработки месторождения газа.

Обоснование границ запасов категории С1

  1. на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах):

если часть залежи уже разбурена в соответствии с технологической схемой разработки месторождения нефти, то запасы категории С1 примыкают к запасам категории В;

При этом граница между ними проводится по линии, соединяющей эксплуатационные скважины.

рис 2

1.2. Если залежь еще не разбурена эксплуатационными скважинами, то запасы категории С1, выделяются в границах, проведенных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обеспечивающим гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода.

рис3

1.3 Если разведана только часть залежи, то для исследованной части категория С1 выделяется в границах, проведенных на расстоянии равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренными технологической схемой или проектом разработки.

рис 4

l – расстояние между эксплуатационными скважинами.

2) на новой площади запасы категории С1 могут быть выделены по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти и газа. Граница участка подсчета запасов категории С1 проводится в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятыми в данном районе на аналогичных месторождениях.

рис 5

Параметры подсчета запасов определяются по керну, гис, по аналогии с соседним месторождениями нефти и газа.

  1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С2.

Категория С2 – это запасы залежей, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

1) в недоразведанных частях залежи, приуроченных к участкам с запасами более высоких категорий;

2) в неопробованных залежах разведанных месторождений:

а) залежей в промежуточных неопробованных пластах;

б) залежей в вышезалегающих неопробованных пластах.

Для залежи с запасами категории С2 должны быть определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями следующие параметры:

1) форма и размеры залежи;

2) условия залегания продуктивного пласта;

3) толщина и коллекторские свойства

4) состав и свойства нефти, газа и конденсата.

Границы запасов категории С2 проводятся по контуру выявленной залежи.

Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

  1. Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категории С3.

Категория С3 – это перспективные ресурсы нефти и газа которые выделяются:

1) в подготовленных для глубокого бурения ловушках, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических исследований и геофизических исследований (главным методом является детальная сейсморазведка, профили должны пройти через критические точки, в т.ч. замок структуры).

2) в невскрытых бурением пластах разведанных месторождений, если продуктивность этих пластов установлена на других месторождениях района.

Основные параметры предполагаемой залежи (форма, размер), а также условия ее залегания определены в общих чертах в результате геологических и геофизических исследований. Толщина и ЕФС пластов состав и свойства флюидов принимаются по аналогии с соседними разведанными месторождениями

  1. Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категориям D1, Dи D2.

Категория Д – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленные по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов определяется с учетом плотности прогнозируемых ресурсов категории Д1 и устанавливает площади выявленных объектов.

Категория Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемых в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов производится по результатам региональных геологических исследований и по антологии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 – прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов оцениваемые в пределах крупных региональных структур промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.

Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Д2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти


  1. Группы запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата.


При подсчете и учете запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов выделяют:

1) геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата находящееся в недрах (балансовые).

2) извлекаемые – часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Для сравнения нефтегазоносности различных территорий пользуются интегрированными оценками, включающими в себя, накопленную добычу, а также запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата всех категорий.

В качестве общей оценки ресурсов нефтегазоносного бассейна или его участков и комплексов используется термин «начальные суммарные ресурсы».

Начальные суммарные ресурсы – сумма накопленной добычи углеводородов на дату оценки разведанных (А+В+ С1) и предварительно оцененных (С2) запасов открытых месторождений, а также перспективных (С3) и прогнозных (Д11л+ Д2) ресурсов.

НСР= Qн доб + (А+В+ С1)+ С23+ (Д1л+Д12)

Текущие суммарные ресурсы не учитывают добычу нефти, газа и конденсата, полученную в районе с начала разработки месторождений, т.о ТСР меньше НСР на величину накопленной добычи углеводородов на разработанных месторождениях к моменту оценки ресурсов.

ТСР=(А+В+ С1)+ С23+ (Д1л+Д12)

Различают также полные и оценённые НСР

Полные – ресурсы геологического объекта, скопившиеся в нем в результате геологических и геохимических процессов в земной коре.

Оценённые – ресурсы, рентабельные для освоения (установленные НСР).

  1. Назначение запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата.


В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.

Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ.

Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.

По предварительно оцененным запасам категории C2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы.

Запасы категории С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Перспективные ресурсы нефти и газа С3 используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа D используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3.

  1. Условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения (соотношение запасов различных категорий).

Разведанные месторождения (залежи) считаются подготовленными при соблюдении следующих основных условий:

1) должны быть утверждены в ГКЗ РФ геологические и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

2) должна быть дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа, конденсата месторождения (категория С3).

3) утверждённые извлекаемые запасы нефти, геологические запасы газа, а также запасы содержащихся в них компонентов должны составлять не менее 80% категория С1 и до 20% категории С2.

4) должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки газа, следующие параметры:

- состав и свойства нефти, газа, конденсата;

- содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение;

- особенности разработки месторождения;

- дебиты нефти, газа, конденсата;

- гидрогеологические, геокриологические условия.

5) в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно питьевого и технического водоснабжения.

6) должны быть получены сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов.

7) составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

  1. Единицы измерения подсчётных параметров и запасов основных и попутных полезных ископаемых, полезных компонентов.

При подсчете запасов подсчётные параметры измеряются в следующих единицах:

1. Толщина – м (например, 15 м).

2. Давление – МПа (до 0,1. Например, 12,5 м).

3. Площадь – тыс м2(например, 150450 тыс м2).

4. Плотность нефти, конденсата, воды – г/см3 (до 0,001. Например, 0,865 г/см3).

5. Плотность газа – кг/м3 (до 0,001. Например, 0,263 кг/м3).

6. Коэффициент пористости – д.е. (до 0,01. Например, 0,25).

7. Коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности – д.е. (до 0,01. Например, 0,75).

8. Коэффициент извлечения нефти – д.е. (до 0,001. Например, 0,556 м)).

Средние значения параметров и результатов подсчета запасов приводятся в табличной форме.

  1. Основные классификационные признаки месторождений (залежей) нефти и газа по размерам запасов, и сложности геологического строения, по начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений, по рабочим дебитам скважин


Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

крупные – от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. м3 газа;

средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. м3 газа;

мелкие - менее 15 млн. тонн нефти или 40 млрд. м3 газа.

По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):

простого строения – однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушеннымн структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения – одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

- нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

- газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат.

По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи [K = Vн / (Vн + Vг)] двухфазные залежи подразделяются на:

- нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (K > 0,75);

- газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < K ? 0,75);

- нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < K ? 0,50);

- газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (K < 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.


  1. План подсчёта запасов; принципы его составления. Схема обоснования ВНК (ГВК).


Является основным графическим документом при подсчете запасов нефти, газа и компонентов. Составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта-коллектора или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта.

Подсчетные планы составляются в масштабах 1:5 000 – 1:50 000. При составлении плана на структурную карту наносят следующую информацию:

1.Внешние и внутренние контуры нефтегазоносности.

2. Границы категорий запасов:

А – красный; В – синий; С1 – зеленый С2 – желтый; С3 – желтые полосы.

3. Все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным указанием положения устьев и точек пересечения кровли продуктивного пласта:

– поисково-оценочные; разведочные; эксплутационные; законсервированные в ожидании организации промысла; нагнетательные и наблюдательные;

– скважины давшие: безводную нефть; нефть и воду; газ; газ и газоконденсат; газ, конденсат и воду; чистую воду;

– скважины, находящиеся в опробовании; неопробованные, с указанием характеристики нефте-газо- и водоносности пластов-коллекторов по данным интерпретации ГИС;

– ликвидированные (с указанием причин); вскрывшие продуктивный пласт, сложенный непроницаемыми горными породами.

Помимо положения на плане каждая скважина должна содержать следующую информацию:

1. По скважинам, в которых проведены испытания указывается:

– глубина и абсолютная отметка кровли и подошвы породы коллектора;

– абсолютная отметка интервалов перфорации;

– начальные и текущие дебиты нефти, газа и воды;

– диаметр штуцера;

– дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции.

Если одновременно опробуется несколько пластов, то указываются их индексы. Дебиты нефти, газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

2. По эксплуатационным скважинам:

– начальные и текущие дебиты и пластовые давления ;

– добытое количество нефти, газа, воды;

– дата начала обводнения и содержание воды на дату подсчета в %;

При большом количестве скважин все рассмотренные выше сведения помещаются в таблице на подсчетом плане или на прилагаемом к подсчету плану листе. Кроме того, на подсчетом плане приводится таблица с указанием величин подсчётных параметров, , значения подсчётных запасов, их категории

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденные при предыдущем подсчете, а также должны быть выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

Сопровождается схемой опробования или схемой обосновани

Для обоснования ВНК, ГНК и ГВК, определяемых теми же способами, что и на поисковом этапе, и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся все сведения о результатах опробования в колонне, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС.

При обосновании положения ВНК (ГВК) на данной стадии следует учитывать, что в пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. В формирующихся залежах, особенно в неоднородных пластах, между зонами стабилизированного, или предельного, нефтегазонасыщения и водонасыщения располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно выделяются 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 – притоки нефти и газа с водой, причем, чем ближе к водонасыщенной зоне, тем выше доля воды в продукции скважины; опробование нижнего интервала со значениями нефтегазонасыщенности меньше граничных дает притоки практически одной воды.

  1. Объёмный метод подсчёта запасов нефти, сущность метода и геологические условия его применения.

Сущность метода состоит в изучении геологических условий залегания нефти в пласте и свойств насыщающего флюида.

Метод является универсальным, и при этом могут быть использованы несколько разновидностей объемного метода, среди которых наиболее часто применяются вариант собственно объемного метода.

Геологические запасы нефти собственно объемным методом подсчитываются в стандартных условиях, и проводится с использованием следующей формулы:

Qнг = FзалhэфнКпоКнн,

(5.1)

где Qнг – начальные геологические запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, тыс. т.;

Fзал – площадь нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, тыс. м2;

hэфн – эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (среднее значение), м;

Кпо – среднее значение коэффициента открытой пористости породы-коллектора, доли единиц с точностью до 0,01;

Кн – среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, доли единиц;

- пересчетный коэффициент, = , представляет собой обратную величину объёмного коэффициента нефти и служит для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные ( t = 20оС, Р = 0,1 МПа);

н – среднее значение плотности нефти в стандартных поверхностных условиях, г/см3;

Fзал hэфн - объем залежи в целом.

Fзал hэфн Кпо - объем порового пространства.

Fзал hэфн Кпо Кн - объем порового пространства, насыщенного нефтью.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются следующим образом:

Qн изв = Qнг н

(5.2)

нкоэффициент извлечения нефти, д.е, до 0,001.

  1. Способы определения площади нефтяной залежи.

Площадь залежи определяет по данным пробуренных скважин с учетом результатов их испытания. Площадь нефтяной залежи замеряется планиметром на подсчетом плане, составляемого для продуктивного пласта. Для определения площади залежи необходимо предварительно определить первоначальное положение ВНК и нанести на подсчетный план положение внешних и внутренних контуров нефтеносности. С этой целью используются результаты интерпретации материалов ГИС, опробования скважин, изучения керна и шлама. Подсчетный план сопровождается схемой опробования или схемой обоснования ВНК.

Если ВНК представляет собой сложную поверхность или он наклонен, то для уточнения границ залежи строится карта поверхности ВНК . Точки пересечения ее с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей соединяются между собой, определяя положение внешнего и внутреннего контуров.

Если в процессе разработки нефтяной залежи положение ВНК изменяется, то определяется положение ВНК на дату подсчёта нефти (ТВНК)

Если в процессе бурения скважин поверхность ВНК не вскрыта, то положение ВНК определяется расчетным путем, по результатам исследования скважин, пробуренным в чисто нефтяной и чисто водяной зоне продуктивного пласта.

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

Площадь пластовых залежей контролируется внешним контуром нефтегазоносности. В залежах сложных типов границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.

  1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин пластовых залежей.

Основой для составления таких карт служат карты hэфн, на которые наносятся положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. В нефтяной зоне, т. е. в пределах внутреннего контура нефтеносности, положение изолиний эффективных нефтеноснасыщенных толщин полностью соответствует положению изолиний эффективных толщин.

В водонефтяной зоне изолинии эфективных нефтенасыщенных толщин проводятся путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром нефтеносности с нулевыми значениями на внешнем контуре нефтеностности.

При этом учитывается значения эфективных нефтенасыщенных толщин пласта в скважинах, пробуренных в водонефтяной зоне.

  1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин литологически экранированных залежей


  1   2   3


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации