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) Выклинивание продуктивного пласта. Граница выклинивания пласта, содержащего залежь, проводится посередине расстояния между продуктивными и непродуктивными скважинами, то есть скважинами, вскрывшими, и скважинами невскрывшими породу-коллектор.
2) Резкое литологическое замещение горных пород.

Если литологическое замещение в пласте происходит резко, то высоко продуктивные породы-коллекторы на очень коротком расстоянии (несколько м) могут сменяться непроницаемыми горными породами. Может происходить как в пластах с неизменяющейся по площади обшей толщиной, так и может сопровождаться выклиниванием продуктивного
3) Постепенное литологическое замещение.

Если литологическое замещение горных пород происходит постепенно, то высокопродуктивные горные породы-коллекторы, замещаются непродуктивными породами. При этом такие переходы могут иметь место в пластах, как с неизменной, так и с изменяющейся толщиной


  1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин тектонически экранированных залежей

1) пластовая залежь, ограниченная вертикальной плоскостью нарушений

2) пластовая залежь, ограниченная наклонной плоскостью нарушения.

2.1.) залежь в поднадвиге

2.2) залежь в надвиге

3) массивная залежь, ограниченная плоскостью нарушения

3.1) вертикальная плоскость нарушения

3.2) наклонная плоскость нарушения

  1. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин стратиграфически экранированных залежей.

Принципы составления таких карт аналогичны составлению карт тектонически экранированных залежей. При этом изопахиты размытой части пласта в пределах залежи проводятся таким же образом, что и в водонефтяной зоне

1) пластовые залежи

1.1) залежь под стратиграфическим экраном

1.2) залежь над стратиграфическим экраном

2) массивная залежь

2.1) ограниченная плоскостью нарушения

2.2) наклонное нарушение

  1. Способы определения среднего значения эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта.


1) Если на залежь пробурена только одна скважина, в которой получен промышленный приток нефти, то при подсчете запасов категории С1 принимается значение эффективной нефтенасыщенной толщины этого пласта, определенной в скважине

2) Если залежь разбурена несколькими скважинами:

а) Как средняя арифметическая величина – этот способ применяется, когда количество определений hэфн невелико (менее 20-30) и при этом отсутствует закономерность измерения этого параметра в пределах залежи.

hэфн=

б) Как средняя арифметическая величина с учетом частоты. Способ применяется в тех случаях когда количество исходных данных превышает 20-30 значений, при этом закономерность изменения hэфн в пределах залежи установить не удается.

hэфн = ,




где j – класс; к - количество классов; mj – число наблюдений в каждом классе.

3) Как средневзвешенная по площади залежи величина. Способ применятся, когда удается установить закономерность изменения hэфн в пределах залежи, составляется карта изопахит и планиметрированием определяется Fзал и fi между двумя соседними изопахитами.

hэфн =








  1. Определение объёма залежи с использованием карты изопахит (суммирование вертикальных элементарных объёмов).

Непосредственное определение Vзал без расчета hэфн осуществляется при подсчете запасов нефти по низким категориям. Такой подсчет осуществляется по завершении стадии поиска месторождений. При этом используется минимальный объем информации, полученный, как правило, в единственной скважине, давшей промышленных приток нефти.

Структурный план залежи в этом случае определяется структурной картой, которая служила основой для постановки поискового бурения. Vзал может быть определен либо с использованием карт изопахит, либо без карт изопахит.

Способ суммирования вертикальных элементарных объемов.

Применяется традиционно при подсчёте запасов в залежах на территории Российской Федерации

При расчете объемов элементарных участков основной части залежи (без прикупольной зоны) используется формула определения объема полого цилиндра

Vi = , Vi объем элементарного участка

При расчете объема центральной (прикупольной) зоны используется формула определения объема кругового цилиндра: Vк =

полный объем всей залежи: Vзал =

Рассмотрим массивную неполнопластовую залежь
Определение объема проводятся в четыре этапа

1. Построение геологического профильного разреза с использованием структурной карты;

2. Построение профиля толщин нефтенасыщенной части пласта;

3. Построение карты изопахит нефтенасыщенной части пласта;

4. Определение объёма коллекторов в пределах залежи.

  1. Определение объёма залежи с использованием карты изопахит (суммирование горизонтальных элементарных объёмов).

Непосредственное определение Vзал без расчета hэфн осуществляется при подсчете запасов нефти по низким категориям. Такой подсчет осуществляется по завершении стадии поиска месторождений. При этом используется минимальный объем информации, полученный, как правило, в единственной скважине, давшей промышленных приток нефти.

Структурный план залежи в этом случае определяется структурной картой, которая служила основой для постановки поискового бурения. Vзал может быть определен либо с использованием карт изопахит, либо без карт изопахит.

Этот способ определения объема массивных залежей получил наибольшее распространение в США. Для расчета используется несколько формул:

1. Усеченного конуса:

2. Трапеции;

3. Формула Симпсона.

1 Расчет объёма залежи по формуле усеченного конуса

1.1 Определяется объем каждого элемента конуса основной части залежи по формуле:

Vi =




1.2. определяется объем верхней прикупольной части залежи

Vк = Sn n,




n – среднее значение hэфн между верхней изопахитой и вершиной залежи.

1.3. определяется объем всей залежи:

Vзал = ,




где N – количество элементов подсчета в основной части залежи.

2. для подсчета Vзал в целом без предварительного определения элементарных объемов может быть использована формула трапеции:

Vзал =




3. Для расчета объема всей залежи в целом может быть использована также формула Симпсона. Считается, что она позволяет получить наиболее точный результат

Vзал =







  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (пластовая сводовая залежь).

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

пластовая сводовая залежь. Если промышленный приток нефти получен в одной скважине и при этом толщина продуктивного пласта не изменяется, то hэфн принимается по данным этой единственной пробуренной скважине. Нефтенасыщенный объем залежи определяется без составления карты изопахит.



Объем коллекторов в пределах залежи запасами категорий С1 определяется следующим образом:

VC1 =




Объем запасов категории С2 определяется объемом коллекторов в пределах площади с запасами категории С2 и состоит из двух частей:

1. оставшегося объема в пределах внутреннего контура нефтеносности;

2. объема водонефтяной зоны (ВНЗ)




















  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (литологически экранированная залежь).


Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

литологически экранированная залежь

Объем нефтеносных коллекторов в залежах этого типа для каждой категории запасов может быть определен при неизменяющейся толщине продуктивного пласта:















  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (тектонически экранированная залежь).


Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

Особенность расчета объема пород-коллекторов залежей этого типа заключается в геометризации приразломной зоны. При вертикальной плоскости нарушения в пластовых залежах эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне нарушения учитывается полностью. В принаклонной плоскости нарушения используется значение, равное половине толщины продуктивного пласта.







;




  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (стратиграфически экранированная залежь).


Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.





  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (метод многоугольников).


Применяется при резком изменении значений эффективной нефтенасыщенной толщины по площади залежи и невозможности построения карты изопахит. В этом случае вся Fзал делится на отдельные блоки.

С этой целью соседние скважины соединяются прямыми линиями, в середине которых восстанавливаются перпендикуляры до пересечения с соседними перпендикулярами.

Таким образом, получают сумму многоугольников в пределах Fзал. Затем F каждого многоугольника замеряется с помощью планиметра, а hэфн для каждого блока принимается равной hэфн части пласта в скважине, расположенного в центре многоугольника.



С помощью планиметра замеряется площадь каждого многоугольника и определяется эффективная нефтенасыщенная толщина в каждой скважине, расположенной в центре многоугольника. Объем элементарного участка в пределах каждого многоугольника рассчитывается следующим образом:






Объем залежи рассчитывается путем суммирования объемов элементарных участков:








  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (метод графического интегрирования по профилям).


Получил широкое распространение при определении Vзал, приуроченных к продуктивным пластам с резкой изменчивостью толщины и выклиниванием в различных направлениях. Кроме того, применяется при подсчете запасов нефти и газа в залежах, приуроченных к линейно-вытянутым структурам, когда построение карты hэфн затруднено.

Применению этого метода благоприятствует профильная схема расположения разведочных и эксплуатационных скважин.

Для определения Vзал вся ее площадь разбивается схемой профилей. Может быть использованы уже составленные геолого-профильные разрезы, часть таких разрезов может быть составлена дополнительно. По каждому направлению составляется геологический профильный разрез.







С помощью планиметра замеряется площадь сечения залежи в каждом геологическом профильном разрезе.

Для определения Vзал строится результирующий график, по оси х которого откладываются, расстояния между профилями, а по оси у – значения площадей залежи, замеренные в пределах каждого геологического профильного разреза.

С помощью планиметра замеряют площадь полученного многоугольника, которая с учетом масштаба чертежа будет численно составлять Vзал.

  1. Способы определения среднего значения коэффициента открытой пористости.

В настоящее время в зависимости от степени разведанности залежи и особенностей ее геологического строения применяются различные способы определения коэффициента отрытой пористости:

1. средняя арифметическая величина






2. Средняя величина коэффициента открытой пористости с учетом частоты:






поj - среднее значение коэффициента открытой пористости в каждом классе, mj - число наблюдений Кпо в каждом классе (частота), k - количество классов, n - общее число значений.

первый и второй способы расчета по могут быть применены в случаях:

-если не установлена закономерность изменения параметра в пределах залежи;

- если статистическое распределение наблюдений значений параметров соответствует теоретическому закону распределения значений параметров (кривая гаусса).

Отклонение статистического распределения параметров от закона нормального распределения определяется с помощью критерия Пирсона 2.

3) средняя величина Кпо, рассчитанная путем осреднения данных по отдельным скважинам. (продуктивный пласта характеризуется резкой литологической неоднородностью )

Кпо рассчитывается для каждого пропластка в отдельности, а по в целом в пределах скважины определяется путем взвешивания значений Кпо по толщине пропластков.








Этот способ применяется при Кпо с использованием каротажных диаграмм

4) средневзвешенные по площади залежи величина Кпо. Этот способ применяется, когда устанавливается закономерность изменения Кпо в пределах залежи.





а среднее значение по рассчитывается как средневзвешенная по объему залежи величина:










В этом случае определение Кпо проводится в несколько этапов:

4.1. строится карта hэфн






4.2. строится карта Кпо.






4.3. Накладывается карта hэфн на карту Кпо.






4.4. находим произведение hэфн Кпо.




4.5. путем интерполяции полученных значений строится карта hэфн Кпо.






4.6. рассчитывается средневзвешенная по объему залежи величина Кпо.














  1. Способы определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности.

определяется таким же образом, как и . Однако если установлена зависимость коэффициента нефтенасыщенности от hэфн и Кпо, то в этом случае значение Кн будет равно средневзвешенной по объему порового пространства залежи величина.

С этой целью строится карта hэфн Кпо. Кн, расчет осуществляется по формуле:



- по карте hэфн Кпо. Кн

- по карте hэфн Кпо.



  1. Понятие коэффициента извлечения нефти (КИН). Способы расчёта проектных величин КИН при водонапорном режиме (использование многомерных статических моделей, покоэффициентный метод).

Коэффициент извлечения ?- это разность между начальным объемом нефти равным единице и объемом оставшейся в пласте нефти по окончанию разработки залежи

Опредеение теоретической величины КИН по многомерным статистическим моделям

Составляются статистические модели с использованием геолого-промысловой информации. В этой выборке учавствуют максимально возможные данные модели

Данные модели могут применяться на месторождениях со сходным геологическим строением и условиями разработки.

Факторы, котрые используются в статистических моделях:

1. геолого – физические:

– отн. ? (?о); hэфн; Кпр; Рпл, Тпл; коэффициент вариации проницаемости; К песч, Красч. ; количество цементирующего вещества;

2. технологические:

- плотность сетки; темп отбора жидкости; ? фильтрации жидкости в пласте;

Покоэффициентный метод:

Применяется для оценки проектного коэффициента с естественным водонапорным режимами или в залежах, разработка которых проводится с ППД путем закачки воды в пласт.

Для расчета КИНа используется формула:

,




где Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой, зависит от структуры, пустотного пространства горных пород и физико-химических свойств нефти и воды, определяется в лабораторных условиях путем пропускания через образец горной породы объемов воды многократно превосходящих объем порового пространства горной породы; до 100% обводнения выходящей продукции;

Кзав – коэффициент заводнения, зависит от свойств горных пород (проницаемость, неоднородность)и насыщающих ее флюидов (?, ? и др). Характеризует величину потерь нефти в заводнённом объёме за счет неравномерного перемещения ВНК и прекращения добычи при достижении экономической рентабельной продукции (95-99%).

Кохв – коэффициент охвата вытеснением, представляет собой отношение части эффективного объема залежи, охвачен процессом вытеснения к общему нефтенасыщенному объему залежи.






Определяется с использованием специальных карт охвата пластов вытеснением, которые строятся на основе карт распределения коллекторов и иногда совмещается с картами hэфн

  1. Расчет проектной величины КИН при водонапорном и упруговодонапорном режимах графическим способом (способ М.И. Кочеткова - В.К. Гомзикова).


В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому признаку вскрытые залежи подразделяется на две группы:

С терригенно-поровым коллектором и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных пластов–коллекторов по степени неоднородности также выделяются две группы: сравнительно однородные и неоднородные.

В качестве критериев отнесения пластов к этим двум группам используется один из трех показателей:

Красчл., то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

Кпесчто есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

– количество характерных прослоев в продуктивном пласте.

К сравнительно однородным объектам относится пласты, имеющие Красчл<2,1; Кпесч>0,75; h<3

По величине проницаемости выделяются 5 групп пластов:

1) 20-50 10-3мкм2;

2) 50-10010-3мкм2;

3) 100-300 10-3мкм2;

4) 300-800 10-3мкм2;

5) >800 10-3мкм2.

Для каждой из выделенных групп рассчитывают зависимости КИНа от состояния вязкостей нефти и воды (?о)

  1. Расчёт фактического значения коэффициента извлечения нефти при водонапорном режиме по заводнённой части залежи


Это одна из разновидностей объемного метода, в основе которого лежит определение заводнённого объема залежи и содержащихся в нем начальных геологических запасов нефти.

,




Vзав - заводнённый объем

Зная общее количество нефти, добытой из залежи можно рассчитать КИН из заводнённого объёма залежи.

Определённые затруднения в применении этого метода вызывает сложность определения заводненного объема залежи.






С этой целью строят специальные карты положения поверхности начального и текущего ВНК. На основе этих карт составляется карта толщин заводнённой части пласта.

Определение КИНа с использованием приведенной формулы возможно лишь в условиях, когда величина P пл=Po, то есть в условиях собственно водонапорного режима.

Если при разработке залежи проявляются элементы упруговодонапорного режима, то необходимо вводить соответственную поправку на влияние упругих сил породы коллектора и насыщающих его флюидов.






В этих условиях поправка, вводимая в формулу, может быть рассчитана следующим образом:
















Основной недостаток - невозможность в большинстве случаев определить величину заводняемого объема залежи. Это может быть обусловлено отсутствием необходимой информации о положении ТВНК.

Но даже если определена величина КИНа, то она является не конечной, а текущей.

  1. Определение коэффициента извлечения нефти при режиме растворённого газа.


Для залежей нефти, разрабатываемых в условиях режима растворённого газа В.С. Мелик –Пашаевым был предложен метод приближенного расчёта КИНа, который основан на балансе между первоначальным объемом газа, содержащегося в нефти и количеством газа, извлечённого в процессе разработки и оставшегося в недрах.





















Для конечных условий на дату окончания разработки нефтяной залежи, коэффициент извлечения нефти может быть рассчитан по формуле:






где rо – начальный газовый фактор при начальном давлении Ро; rк – конечный газовый фактор при конечном давлении Рк; rр – средний газовый фактор:






Этот метод применяется для приблизительной оценки КИНа, поскольку не учитывает условий разработки залежи, свойства нефти и г.п.

Более точно КИН при режиме растворенного газа может быть рассчитан по формуле Зиновьевой А.А:






во, вк – объемные коэффициенты при Ро и Рк; Кно, Кнк – коэффициенты нефтенасыщения породы коллектора при Ро и Рк.

Объемные коэффициенты определяются по результатам анализа глубинных проб в лабораториях и расчетным путем.

В данной методике учитываются только объем порового пространства, занятый нефтью. Водонасыщенность г.п. не учитывается, поскольку ее величина при разработке на режиме растворённого газа не изменяется, то есть Кно=1






Величина Кнк определяется как правило лабораторным путем по данным анализа керна и в зависимости от различных факторов. Величина Кн может меняться в значительных пределах. В США для определения КИНа в режиме растворённого газа используются специальные графики, составленные Уоллом, Мюлленсом, Эльфринком.

  1. Объёмно-статистический вариант объёмного метода подсчёта запасов нефти; его сущность и условия применения.

Этот вариант объемного метода применяется в тех случаях, когда отсутствуют достоверные данные о величинах нефтенасыщености и нефтеотдачи пласта коллектора. В отличие от других параметров коэффициенты Кпо и Кн определяются на новых залежах со значительными трудностями, поэтому здесь при условии сходства с уже выработанной залежью используют коэффициент использования объема пор.



В этом случае подсчёт запасов проводится в два этапа

1. по выработанной залежи определяется











2. по новой залежи формула подсчёта запасов имеет следующий вид:









  1. Сущность и условия применения метода материального баланса для подсчёта запасов нефти. Обобщение формулы М.А. Жданова и Ф.А. Гришина. Характеристика параметров, входящих в уравнение материального баланса и способы их определения.


Этот метод в отличие от объемного является динамическим и позволяет учитывать процесс разработки залежи во всем многообразии его особенностей.

Применительно к залежам нефти количество углеводородов, находящихся в залежи до начала ее разработки, будет равно количеству извлекаемых углеводородов на дату подсчёта запасов плюс количество углеводородов, оставшихся в залежи.

В зависимости от сложности природного резервуара, геолого-физических особенностей залежи могут использоваться различные формулы, среди которых наибольшее использование в практике подсчёта запасов получила обобщенная формула М.А Жданова, дополненная Ф.А. Гришиным (см табл)

Qг=




Метод материального баланса может быть применен только при изменении Рпл в процессе разработки залежи, наибольшее затруднение вызывает определение W.

где Qно — геологические запасы нефти в стандартных условиях, м3; – накопленная добыча нефти на дату расчета, м3; r0 — растворимость газа в нефти при начальном давлении (P0), м33; rp — средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м33; ?0 и ? — объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р0) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в0 – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Ро; в1 – двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в1= в +(r0- r) *?, где в – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r — растворимость газа в нефти при давлении Р, м33; ? — объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W — объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ?i – объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; gi – объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; kв – коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?п и ?в – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа-1; ?? – величина снижения пластового давления, ??=Р0-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (rp = r0 = r), в1 = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?i=0, gi=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв kв = 0 и ?в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Qно=

(1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Рнас, объемные коэффициенты в0 и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (внас):

в0 = внас[1- ?н0нас)],

(1.3)

в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],

(1.4)

где ?н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =

(1.5)

При замкнуто-упругом режиме внедрение пластовых вод в пределы залежи не происходит, величина (W - ?)? = 0 и ею можно пренебречь. Тогда уравнение (1.5) упрощается;

Qно=

(1.6)



  1. Выбор варианта уравнения материального баланса в зависимости от режима работы нефтяной залежи и особенностей её геологического строения.


В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным (1.1):

Qно=

(1.1)

где Qно — геологические запасы нефти в стандартных условиях, м3; – накопленная добыча нефти на дату расчета, м3; r0 — растворимость газа в нефти при начальном давлении (P0), м33; rp — средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м33; ?0 и ? — объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р0) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в0 – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Ро; в1 – двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в1= в +(r0- r) *?, где в – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r — растворимость газа в нефти при давлении Р, м33; ? — объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W — объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ?i – объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; gi – объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; kв – коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?п и ?в – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа-1; ?? – величина снижения пластового давления, ??=Р0-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (rp = r0 = r), в1 = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?i=0, gi=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв kв = 0 и ?в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Qно=

(1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Рнас, объемные коэффициенты в0 и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (внас):

в0 = внас[1- ?н0нас)],

(1.3)

в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],

(1.4)

где ?н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =

(1.5)

При замкнуто-упругом режиме внедрение пластовых вод в пределы залежи не происходит, величина (W - ?)? = 0 и ею можно пренебречь. Тогда уравнение (1.5) упрощается;

Qно=

(1.6)


  1. Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (способ М.А. Жданова).


Способ М. А Жданова основан на использовании формулы объемного метода подсчёта запасов нефти и применяется для определения заводнённого объема залежи:






0,8 – эмпирический коэффициент.

Считается, что из заводняемого объема в процессе разработки будет извлечено 80 % нефти и только 20 % освобождённого объема будет заполнено вторгшейся в пределы залежи водой. Коэффициент 0,8 слабо обоснован.

Этот способ не может быть использован в начале разработки залежи нефти.

Метод является разновидностью объемного метода и не является по своей сути динамическим методом, поэтому теряется преимущество метода материального баланса.

Условия работы залежи при упругом и замкнутом режиме могут быть выражены:

1.




2. .







  1. Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (графический способ Ф.А. Гришина).

  2. Подсчёт запасов нефти в условиях упруговодонапорного режима графо-аналитическим способом метода материального баланса.


В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным [1] (1.1):

Qно=

(1.1)

где Qно — геологические запасы нефти в стандартных условиях, м3; – накопленная добыча нефти на дату расчета, м3; r0 — растворимость газа в нефти при начальном давлении (P0), м33; rp — средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м33; ?0 и ? — объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р0) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в0 – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Ро; в1 – двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в1= в +(r0- r) *?, где в – объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r — растворимость газа в нефти при давлении Р, м33; ? — объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W — объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ?i – объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м3; gi – объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м3; ? – отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; kв – коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?п и ?в – коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа-1; ?? – величина снижения пластового давления, ??=Р0-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (rp = r0 = r), в1 = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?i=0, gi=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв kв = 0 и ?в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Qно=

(1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Рнас, объемные коэффициенты в0 и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (внас):

в0 = внас[1- ?н0нас)],

(1.3)

в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],

(1.4)

где ?н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =

(1.5)



  1. Подсчёт извлекаемых запасов нефти при режиме растворённого газа методом вероятной производительности скважин


Для таких залежей характерным является снижение во времени дебита скважин и добычи на завершающей стадии разработки. Для характеристики снижения добычи во время разработки используется три основных типа модели:

1. Вероятностная кривая производительности скважин;

2. Кривая снижения добычи во времени;

3. Кумулятивная кривая накопленной добычи

В основе метода лежит закон одинаковых предположений. Был предложен в 1918 г.Льюисом и Биллом (США);, а в 1923 г. теоретически обоснован Лейбензоном.

Согласно этому закону, если 2 скв. имеют одинаковую добычу в течении 1-2 лет, то и в дальнейшем их дебиты будут снижаться одинаково. При этом высоко продуктивные скважины снижают дебит q быстрее, чем скважины с меньшим q.

Метод основан на том, что коэффициент падения дебита, вычисленный по данным предшествующего этапа работы скважин. Сохраняет своё значение в течение всего оставшегося периода разработки залежи.






Информацией для подсчета являются сведения о среднесуточные дебитах скважин q, вычисленных за последних 2-3 года эксплуатации.

Если в скважине нарушались естественные условия эксплуатации, то она из расчёта исключается.

Подсчёт запасов проводится в 2 этапа.

1. На первом этапе по фактическим данным составляется корреляционная таблица, с помощью которой осуществляют сопоставление предыдущих и последующих дебитов скважин.

С помощью таблицы строится кривая вероятной производительности скважин.



На кривой выделяют участники с близкими коэффициентами падения дебита (I, II, III), соответственно выделяют группы скважин с различными коэффициентами падения дебита.

2. На втором этапе определяется остаточные извлекаемые запасы нефти

Для каждой из выделенной групп скважин рассчитываются остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину данной группы, которые рассчитываются по зависимости:






qi – средний входящий дебит для данной группы; qi+1 – конечный дебит скважин (для III группы по графику он равен экономически рентабельному, т.е. от 0,05 до 0,1 т/сут), Kпад - коэффициент падения для данной группы скважин.

Далее определяют

Qн остат. извл.грj=nKэ30,





где n – количество скважин; 30 – среднее количество суток в месяце; Kэ - коэффициент эксплуатации:

Kэработы сквкалендарн,




Общий остаточный запас составит:

Qн остат. извл.зап=Qн.ост.извл.грj.




где N – количество групп.

Начальные извлекаемые запасы составят:

Qн о. извл=Qн + Qн.остат.извл.зап...






  1. Подсчёт остаточных извлекаемых запасов нефти в сильно обводненных залежах, работающих в условиях водонапорного режима.


При разработке залежи нефти в условиях водонапорного режима, запас пластовой энергии не меняется до конца разработки залежи. При этом происходит перемещение ВНК и обводнение скважин, особенно на поздних стадиях разработки.

В этих случаях для подсчёта извлекаемых запасов нефти используются параметры, характеризующие процесс вытеснения нефти водой (накопленная добыча жидкости, , обводнённость, содержание нефти в добываемой продукции.

Метод С.Н. Назарова-Н.В.Сипачёва. Основан на использовании зависимости между накопленной добычей нефти и ,:

=f(,)










>55%

a и c – определяются методом наименьших квадратов

При бесконечной промывке залежи водой можно определить начальные запасы нефти:

.




Определённые запасы являются потенциальными извлекаемыми запасами.


  1. Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа. Сущность метода и условия его применения. Способы обоснования параметров, входящих в формулу подсчёта запасов.


Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках.

В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.

При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

;




где V гoначальные геологические запасы свободного газа, тыс. м3;

Fзал – площадь газоносности, тыс. м2;

h эфг – средневзвешенная газонасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p – коэффициент барический (поправка на давление), доли ед.;

К t – коэффициент термический, доли ед.;

К p вводится с целью учёта изменения объёма газа, находящегося в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях:

;

(6.5)






,

(6.7)

Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;
1   2   3


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