17.1 Підрахунок запасів газу та конденсату. Підрахункові плани.
Він зводиться до визначення об`єму вільного газу, приведеного до стандартних умов, який знаходиться в покладі або його частині.
Основна відмінність – запаси залежать від стисливості газу в пластових умовах, тобто підрахунки повинні проводитись з урахуванням пластового тиску та температури і коефіцієнту надстисливості реальної суміші газів. Реальні гази з молекулами нешаровидної форми більше втрачають в об`ємі, ніж ідеальні гази, якщо до них прикладені однакові стискуючі зусилля. Тому говорять про надстисливість а коефіцієнт Z має основний діапазон значень від 0,25 до 1,1. Способи визначення Z та приклади застосування наведені в лекції 18.
Формула визначення запасів газу має вигляд:
де F – площа покладу, родовища, м2; h – ефективна газонасичена товщина пласта, м; m – коефіцієнт пористості; Рпл – середньозважений початковий пластовий тиск, МПа; Рк – середній тиск на кінець розробки (0,1 МПа); α та αк – поправки на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта для початкового і кінцевого пластового тиску, α = 1/Z; де Z – коефіцієнт стисливості газу; f – поправка на температуру:
17.2 Нормальні, типові і зведені геологічні розрізи. Кореляція пластів-колекторів.
Нормальний розріз будується за істинними товщинами літологічних комплексів, пластів і прошарків. Зазвичай складається за даними розвідки площ, особливо в умовах крутопадаючих пластів.
Типовий розріз є узагальненим розрізом для більшості свердловин. Включає дані про середні товщини, літологічну і стратиграфічну колонки, геофізичну характеристику, короткий опис порід з вказанням фауни, місць нафтогазопроявів, поглинань промивальної рідини і ін. Складається для підготовлених до розробки площ, або родовищ, що вже розробляються. Іноді в складних геологічних умовах будують декілька типових розрізів, які далі слугують основою опорних розрізів розроблюваного родовища.
Зведений розріз враховує також діапазони зміни товщин для частково розмитих товщ, середні значення приводяться для окремих шарів і пропластків. Включає один або декілька характерних розрізів, наприклад по блоках, полях розробки тощо. Зведена каротажна діаграма складається з набору стратиграфічних інтервалів (комплексів), для кожного з яких підбираються типові діаграми. Обов`язково вказуються інтервали нафтогазопроявів і поглинання промивальної рідини.
Це питання розглядалась в курсі ГДС. Тому торкнемося лише окремих практичних положень детальної кореляції.
Важливе значення мають репери та реперні границі. Репер – витриманий на площі за товщиною пласт, якій відрізняється зі літологічними характеристиками від вміщуючих і чітко фіксується на діаграмах ГДС по контактних поверхнях, або тільки по покрівлі чи по підошві. Надійними реперами вважаються пачки та прошарки глин з контрастними граничними поверхнями, які однозначно інтерпретуються на діаграмах кавернометрії, кривих ПС, діаграмах зондів і ядерно-фізичних методів.
Для детальної кореляції важливо враховувати ритмічність осадової товщі, виділяти трансгресивні та регресивні товщі. Перші зазвичай відрізняються збільшенням піскуватості, а в породах регресивного циклу зернистість менша. Є й інші ознаки ритмітів.
Кореляцію починають з реперів в межах продуктивного горизонту, бажано безпосередньо над його покрівлею або підошвою, що забезпечує вищу точність.
Якщо в межах продуктивного горизонту є неузгодження, репери слід мати і вище і нижче поверхні неузгодження.
Виділяють три категорії реперів. Основні репери, які фіксуються в розрізах всіх пробурених свердловин. На практиці в межах продуктивного горизонту або близько до нього можна виділити лише 1–2 таких репери. Репери другої категорії простежуються за ГДС менш впевнено, але в переважній більшості свердловин. Разом з основними реперами вони дають змогу проводити кореляцію достатньо надійно і наносяться на опорний розріз. На опорному розрізі продуктивні пласти індексуються.
Третя категорія реперів простежується в частині свердловин площі, може використовуватись з метою уточнення палеогеографічних умов.
Зіставлення розрізу кожної свердловини (з реперами) з опорним розрізом дає можливість виділити відповідні пласти й проставити їх індексацію.
Далі визначають лінії свердловин, по яких слід простежити співвідношення колекторів та непроникних прошарків і де можливі ділянки виклинювання та збільшення товщин пластів.
Лінію кореляції (прив`язки) беруть по покрівлі або підошві одного з найбільш надійних реперів.
Якщо границі пластів приблизно паралельні і послідовність їх нашарування збережена, тоді положення репера в розрізі особливої ролі не відіграє.
Якщо маємо віялоподібне розташування границь пластів, за лінію прив`язки краще взяти покрівлю або підошву репера середньої частини продуктивної товщі.