4.3 Порядок виконання роботи

Використовуючи індивідуальні вихідні дані, студенти складають підрахунковий план, для чого на структурну карту наносять контури нафтоносності і границі категорій запасів.

При виконанні завдання прийняті такі припущення: пласт за своїм літологічним складом є однорідним, обсадна колона в свердловинах перфорована по всій товщині пласта, у покладі відсутня газова шапка, водонафтовий контакт (ВНК) займає горизонтальне положення.

Враховуючи ці припущення, оцінюють результати випробування кожної свердловини і на цій основі складають схему відбивки ВНК (рис.4.1) для точного обґрунтування положення (абсолютної відмітки) ВНК.

Результати випробування свердловини визначають, порівнюючи загальну і ефективну нафтонасичену товщину. Наприклад, беручи дані з таблиці №1 по свердловині 1, визначаємо загальну товщину пласта, як різницю між глибиною залягання покрівлі і підошви (840-835=5м). Порівнюючи одержану загальну товщину (5м) з ефективною нафтонасиченою товщиною (3м) відмічаємо, що свердловина пройшла водонафтову частину пласта і при випробуванні дала приплив нафти з водою. В тих свердловинах, де загальна товщина пласта дорівнює ефективній нафтонасиченій товщині, при випробуванні повинні одержати приплив чистої нафти. Свердловини, в яких ефективна нафтонасичена товщина дорівнює нулю, дали приплив чистої води.

В наведеному прикладі абсолютна відмітка покрівлі пласта дорівнює 110-835= –725 м, тому ВНК в свердловині №1 знаходиться на абсолютній відмітці –׀725+3׀= –728 м.

На основі визначеної абсолютної відмітки ВНК по схемі відбивки проводять положення контурів нафтоносності на структурній карті. В нашому випадку карта побудована по покрівлі пласта, тому на ній проводимо зовнішній контур нафтоносності на відмітці –728м паралельно ізогіпсі –730 (або –720)м. Після цього наносять границі категорій запасів, дотримуючись вимог “Класифікації запасів...” (1997 р.).

Побудувавши підрахунковий план (дивись рис.2.1, в лабораторній роботі №2) приступають до визначення окремих підрахункових параметрів, які входять у формулу об’ємного методу підрахунку запасів нафти.

, (4.9)

де – видобувні запаси нафти;

– площа нафтоносності, м²;

– середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;

– середній коефіцієнт відкритої пористості колектора, долі одиниці;

– середній коефіцієнт нафтонасичення породи, долі одиниці;

– коефіцієнт нафтовіддачі, долі одиниці;

– перерахунковий коефіцієнт, який враховує усадку нафти на поверхні після її дегазації, долі одиниці;

– густина нафти на поверхні при стандартних умовах, кг/м³ або т/м³.

безводна нафта

границя між

нафтою і водою

пластова вода

Рисунок 4.1 - Схема відбивки ВНК за результатами випробування

Площу нафтоносності ( ) визначають положенням контурів нафтоносності і тектонічних порушень, або границями виклинювання колекторів і обраховують за допомогою планіметра. Якщо на підрахунковому плані виділено тільки одну категорію запасів, тоді площу визначають по середній лінії між зовнішнім і внутрішнім контурами нафтоносності, а коли декілька – тоді визначають площу кожної категорії окремо за їх границями. Виміри кожної площі проводять тричі для визначення середньої величини, якщо різниця між вимірами не перевищує 3%. Площу у відсутності планіметра можна визначити шляхом розбивки її на окремі квадрати на карті.

При підрахунку запасів нафти за допомогою ЕОМ площа нафтоносності підраховується за спеціальною програмою Zapnaf 1.

Середню ефективну нафтонасичену товщину (h_са) можна визначити :

– як середньоарифметичну:

, (4.10)

де – ефективна нафтонасичена товщина пласта в окремих свердловинах, м;

– число свердловин.

–як середньозважену по площі (h_свп):

, (4.11)

де – середня ефективна нафтонасичена товщина пласта між двома сусідніми ізопахітами на карті ефективної нафтонасиченої товщини, м;

– площі ділянок між двома сусідніми ізопахітами на карті, м².

Середня величина відкритої пористості (m_са) в межах площі визначається аналогічно визначенню середньої величини . Більш детально методика визначення розглянута в попередньому розділі.

В таблиці вихідних даних відкрита пористість приведена в процентах, тому її необхідно розділити на 100, щоб одержати коефіцієнт пористості в долях одиниці.

Величину коефіцієнту нафтонасичення визначають по середньому вмісту зв’язаної води:

, (4.12)

де – вміст зв’язаної води в %.

Перерахунковий коефіцієнт визначають через усадку нафти:

, (4.13)

де – усадка нафти в %.

Величини і приведені в таблиці вихідних даних.

Підставивши значення всіх підрахункових параметрів в формулу об’ємного методу, одержують величину видобувних (промислових) запасів в тис. т.