Объемный метод подсчета запасов нефти
Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью.
Подсчет запасов нефти объемным методом производится по каждому продуктивному пласту. Если внутри продуктивного пласта выделено два или более проницаемых прослоев, отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то подсчитывать запасы нефти следует по каждому из них в отдельности. Когда в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Формула подсчета запасов нефти объемным методом имеет следующий вид:
Q — балансовые запасы нефти;
F — площадь нефтеносности;
h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта;
kн — коэффициент нефтенасыщенности пласта;
ρ — плотность нефти в поверхностных условиях;
θ — пересчетный коэффициент;
kП — коэффициент пористости пласта.
Площадь нефтеносности F продуктивного пласта контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев. Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных мощностей нефтенасыщенных частей пласта, на основе которых рассчитывают F и h. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта в масштабе 1:5000 — 1:50000 (иногда 1 : 100000).
Если в горизонте обнаружено несколько залежей с разными водонефтяными контактами, то подсчетные планы составляются по кровле каждого из пластов, содержащих отдельные залежи. Контуры категорий запасов в этом случае для каждой залежи определяются отдельно.
В залежах, разбуренных сеткой эксплуатационных скважин и приуроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчивостью, рекомендуется выделять зоны высоко- и низкопродуктивных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раздельно, так как они отличаются коэффициентами нефтеотдачи.
Эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта h определяется по данным комплекса геофизических исследований скважин с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение водонефтяного контакта, кондиционные значения пористости и проницаемости.
Положение водонефтяного контакта определяется по каротажу скважин и уточняется опробованием. При отбивке водонефтяного контакта следует учитывать наличие переходной зоны.
При сильной расчлененности продуктивного пласта нередко отметку водонефтяного контакта установить не удается. Тогда его высотное положение условно принимается на уровне отметки нижней дыры перфорации скважины, давшей при опробировании нефть.
Мощность эффективных нефтенасыщенных прослоев определяется по данным бокового каротажного зондирования, кавернометрии, микрозондирования, радиоактивного каротажа, зарегистрированным в масштабе 1:200. При сильной расчлененности продуктивного пласта запись перечисленных каротажных диаграмм следует вести в более крупном масштабе (1: 100 и 1: 50).
С целью установления кондиционных значений пористости и проницаемости следует проводить поинтервальное опробование наиболее характерных прослоев. При расчете эффективной мощности пласта (или прослоя) следует включать только те прослои (или пропластки), значения открытой пористости которых оказались выше кондиционных при условии определения их по геофизическим данным. Если открытая пористость определяется по керну, то в расчет принимаются все прослои, проницаемость которых выше кондиционной. Выделенные таким образом прослои должны быть тщательно увязаны с керном, вынесенным из этих же интервалов. При наличии в керне непроницаемых разностей их мощность должна быть исключена из мощности проницаемого прослоя.
Средняя по залежи эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади по формуле:
где: hi — среднее значение мощности между двумя соседними изопахитами;
fi — площадь между двумя соседними изопахитами.
Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости.
Существует несколько вариантов вычисления средних значений открытой пористости по залежам, зависящих от объема фактического материала имеющегося по каждой скважине.
1. Если по залежи имеется надежная увязка значений открытой пористости, определенных по керну, с этими же значениями по геофизическим данным, то расчет средних значений открытой пористости по скважинам следует вести по данным геофизики путем взвешивания значений пористости пластов (прослоев) по их мощности. В этом случае средняя открытая пористость по скважине равна:
где: mi — открытая пористость отдельного пласта (прослоя);
hi — мощность пласта ( прослоя ).
Среднее значение открытой пористости по залежи равно среднему арифметическому из ее значений по скважинам.
2. Если нет надежной увязки значений открытой пористости по керновым и геофизическим данным, то среднее значение этого параметра по керну как среднее арифметическое из всех значений открытой пористости, проницаемость которых выше кондиционной.
Среднее значение открытой пористости по залежи равно среднему арифметическому из ее значений по скважинам.
3. Расчет среднего значения открытой пористости залежи по общему числу определений керна из всех скважин производят при полной однородности пласта и разрезу, а также пласта по площади и разрезу, а также при очень малом числе определений открытой пористости. Это обычно имеет место при низком качестве разведочных работ. Запасы такой залежи не могут быть отнесены к высоким категориям.
Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в пластовых условиях, нужно объем порового пространства умножить на коэффициент нефтенасыщенности kn. При расчете средних значений коэффициента нефтенасыщенности применяют те же способы, что и при вычислении средних значений открытой пористости.
Для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент.
В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи.
Чтобы получить извлекаемые запасы, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи. Величина коэффициента нефтеотдачи тесно связана с режимом залежи. Извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:
,
где: Qбал — балансовые запасы
η — коэффициент нефтеотдачи пласта (зависит от режима залежи).
Объемный метод подсчета запасов нефти является основным методом. Он применим для подсчета запасов нефти в недрах при любом режиме работ залежи в контуре любой категории запасов.
Дата добавления: 2014-12-03 ; просмотров: 14297 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Методы подсчета запасов нефти
Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи.
Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.
Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.
СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ
Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках.
Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.
Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.
ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ
Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.
Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.
Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.
Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Для подсчета запасов нефти применяют формулу:
Q н бал = F. h н . k п о. k н . q.r н ;
Q н извл = Q н бал . h ;
где Q н бал — балансовые запасы нефти, тыс. т;
F – площадь нефтеносности, тыс. м2;
h н — средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;
k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;
k н — коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;
q — пересчетный коэффициент, доли ед.;
r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;
Q н извл — извлекаемые запасы нефти, тыс. т;
h — коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;
b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.
Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.
Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.
Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.
Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.
Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .
Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н k п о k н умножаем на плотность нефти r н.
В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента q (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.
В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.
Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.
Источник
Методика расчёта геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом
Категории
- Бизнес/ 16
- Бизнес в жизни/ 18
- Венчур/ 2
- Маркетинг/ 22
- Нефть и газ/ 53
- Орг. технологии/ 21
- Персонал/ 3
- Право/ 7
- Продажи/ 30
- Производство/ 9
- Стратегия/ 15
- Технологии/ 22
- Топливо/ 23
- Торговля/ 2
- Управление/ 41
- Финансы/ 2
- Фондовый рынок/ 6
- Экономика/ 39
Для расчётов геологических запасов используется следующая формула: Q=F·h·m·β·θ
Q — геологические запасы, т
h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;
m — коэффициент эффективной пористости;
β — коэффициент нефтенасыщения;
γ — удельный вес нефти.
θ — пересчётный коэффициент. Величина, обратная объёмному коэффициенту нефти b: θ=1/b Объёмный коэффициент нефти – отношение объёма пластовой нефти к объему той же нефти после дегазации в пластовых условиях, величина безразмерная, находится в пределах от 1,05 до 3 и более. Этот коэффициент не следует смешивать с коэффициентом усадки нефти ε. Существует следующая зависимость между указанными коэффициентами:
Где Vпл – объём нефти в пластовых условиях, Vпов – объём нефти на поверхности при стандартных условиях. Усадку нефти на поверхности надо обязательно учитывать , так как она может достгать большой величины, например, на месторождении Оклахома Сити она составляет 35 %.
Для расчётов извлекаемых запасов используется следующая формула:Q=F·h·m·β·η·θ
η — коэффициент извлечения нефти (КИН). Это отношение объёма нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки и эксплуатации, приведённому к объёму нефти на поверхности, к объёму нефти, также приведённому к объёму нефти на поверхности, первоначально содержавшейся в недрах.
Значения КИН в зависимости от режима залежи
| Режим залежи | КИН |
| Эффективный водонапорный | 0,6-0,8 |
| Эффективный режим газовой шапки | 0,5-0,7 |
| Неэффективный режим газовой шапки | 0,4-0,6 |
| Режим растворенного газа | 0,2-0,4 |
| Гравитационный режим | 0,1-0,2 |
В США в гравитационном режиме принимают КИН= 0,05-0,1. В Западной Сибири при эффективном заводнении пластов принимают КИН=0,42 – 0,45.
В условиях применения на месторождении нефти методов повышения нефтеотдачи пластов значения КИН определется как произведение коэффициентов вскрытия, охвата и вытеснения:
где Квск – коэффициент вскрытия, Кохв – коэффициент охвата, Квыт – коэффициент вытеснения. Значения этих коэффициентов определяются следующим образом: Квск=Vвскрыт/Vзалежи
где Vвскрыт — объем нефтенасыщенных пластов вскрытых скважинами, Vзалежи — весь объем нефтенасыщенной залежи.
где Vвозд – фактический объем залежи, подвегнувшейся воздействию рабочим агентом, Vнефт — полный объем первоначально нефтенасыщенных участков залежи
где Vн – начальный объем нефти в образце ,Vост –объем остаточной пленочной и капиллярной нефти в образце.
В естественных условиях 0.6-0.7, в высокопроницаемых-0.8, в низкопроницаемых-0.4. Для представления извлекаемых ресурсов в баррелях используют нижеприведённые коэффициенты.
Коэффициенты перевода сырой нефти (тонны в баррели, баррели в тонны)
Источник
