42. Петрофизический способ обоснования внк.

Графики относительной и фазовой проницаемости от коэффициента вооносыщенности для нефти и воды. График параметра насыщения от коэффициента водонасыщенности.

43. Статистический способ обоснования внк.

Рассказать когда мы получаем однозначно нефть, воду, нефть и воду.

44. Метод электромагнитного сканирования- fmi.

Точечно снимает значение электро-магнитного поля. Трещинноватость видно, углы падения видно, черные пятна – каверны или битумное вещество. Можно определить густоту трещин, коэффициент охвата трещинноватости.

ГДК подтверждает или опровергает наличие трещин.

ГДК относиться к оперативным методам определения гидродинамических параметров пласта в их естественном залегании в разрезе скважины. Позволяет осуществлять быструю установку прибора в интервале исследований, дистанционное управление работой прибора с поверхности. И получение информации о гидродинамических свойствах пластов. ГДК производиться аппаратурой, опускаемой в скважину на обычном геофизическом кабеле. Регистрация диаграмм производиться при помощи наземного пульта управления. В процессе исследований замеряются параметры: РП, hэф, Кпр­.

Где V – объем флюида, μ – вязкость флюида, А – коэффициент, учитывающий геометрию потока, Δр – депрессия или разность между пластовым и забойным давлением. ГДК позволяет построить кривые восстановления давления. Полочка на этой диаграмме – это давление в нетронутом пласте. Типо восстанавливается первоначальное давление.

ГДК относиться к оперативным методам определения гидродинамических параметров пласта в их естественном залегании в разрезе скважины. Позволяет осуществлять быструю установку прибора в интервале исследований, дистанционное управление работой прибора с поверхности. И получение информации о гидродинамических свойствах пластов. ГДК производиться аппаратурой, опускаемой в скважину на обычном геофизическом кабеле. Регистрация диаграмм производиться при помощи наземного пульта управления. В процессе исследований замеряются параметры: РП, hэф, Кпр­.

Где V – объем флюида, μ – вязкость флюида, А – коэффициент, учитывающий геометрию потока, Δр – депрессия или разность между пластовым и забойным давлением. ГДК позволяет построить кривые восстановления давления. Полочка на этой диаграмме – это давление в нетронутом пласте. Типо восстанавливается первоначальное давление.

45. Объемный метод подсчета запасов нефти.

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа 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:

 

Q г бал = F. h г. k п о. k г. К p. К t ;

 

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

 

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л) ;

 

a = 1 / Z

 

где    Q г бал - балансовые запасы газа, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h г  - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

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

k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p – коэффициент барический, доли ед.;

К t – коэффициент термический, доли ед.;

Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

a о – соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа,

доли ед.; a о = 1 / Z о;

Р о с т – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

a о с т – соответствующая давлению Р о с т поправка на сжимаемость газа,

доли ед. a о с т = 1 / Z о с т;

Р с т – стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;

Т о – абсолютная температура, равная 273 К;

t с т – стандартная температура, равная 20ОС;

t п л – температура пласта, ОС.

 

Значения параметров F, h г коэффициентов открытой пористости k п о и газонасыщенности k г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустого пространства пород-коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов:

 

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

 

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л)

 Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна).

Значения Р о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

 

где:   Р м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа;

е – основание натуральных логарифмов, равное 2,718;

Н к п – глубина кровли пласта в скважине, см;

r г – относительная плотность газа по воздуху.

 В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.

2 вариант ответа:

Получил широкое распр и м.б исп при любом режиме работы нефтяного пласта и на люб стадии его разведанности. Помимо основного объемн м-да сущ различ варианты м-да, к-е на практике в наст время примен редко:

Объемно-статистический вариант основан на исп по выработанному пласту коэфф-та использования объема пор и м.б. использовано для подсчета запасов нефти объемным методом для новых аналогичных по геологическому строению месторождений, для к-х раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и отдачи является затруднительным.

Объемно-весовой вариант применяют для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из к-х ведется шахтным способом.Зная объем пласта, содержащего нефть, и содержание нефти в единице объема пласта, определяют запас нефти.

Гектарный опред по выработанной площади полученных запасов на 1 га продуктивной площади и на 1 м нефтенасыщенной мощности и последующей экстраполяции полученной цифры запаса на аналогичную, геологич сходную площадь.

Вариант изолиний заключ в использовании основных показателей объемной формулы и изображении их в виде изолиний.

Объемная формула

Объемный м-д основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем к-х можно определ, зная геометрич размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.Фор-ла для подсчета запасов:

где Q — извлекаемый (промышленный) запас нефти, т; F — площадь нефтеноспости, м²; h — нефтенасыщенная мощность пласта, м; т — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; _В коэф насыщения пласта нефтью; к_н — коэф нефтеотдачи; р — плотность нефти на поверхности, т/м³; — пересчетный коэф, учитывающий усадку нефти; (b—объемный коэф пластов Н)

Согласно Инструкции при подсчете запасов нефти или газа объемным методом должны быть представлены:

а)обоснования выделенных категорий запасов с указанием их границ на подсчетном плане — структурной карте по кровле горизонта с обозначением рез-тов опробования.

б)фактические данные по скв об эффективной мощности пласта и его пористости,

в)данные анализов нефти, а также данные об усадке нефти при извлечении ее на поверхность и газовом факторе;

г)фактические данные о пластовом давлении, давлении насыщения, составе газа и температуре газоносного горизонта газового месторождения;

д)данные о типе коллектора и его свойствах

Характеристика исходных данных

Площадь нефтеносности (F): продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.

Подсчетный план -структурная карта по кровле продуктивного горизонта.Для опред размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин.

Нефтенасыщенная мощность пласта (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения его. Обычно использ комплексные наблюд (изуч керна, данные испытания скв, электро- и р/а каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине

Объем продуктивной части пласта (Fh). При подсчете запасов нефти в целом объем пласта обычно вычисляют следующими способами.

А)путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);б)При помощи карт изопахит в) При расчете нефтегазонасыщенных объемов правильная интерполяция соответствующих мощностей по данным скважин имеет большое значение. Известны следующие способы интерполяции:

а) интерполяция линейная (на нуль);

б) интерполяция нелинейная (на середину) с различными вариа­циями;

в) интерполяция с учетом закономерности изменения мощности, если такая закономерность установлена.

Самым правильным является последний способ, т. е. интерполяция с учетом закономерностей в изменении мощности, так как в этом случае граница нулевой мощности устанавливается наиболее точно. При отсутствии данных о закономерностях изменения мощности следует учитывать степень разведанности площади.

На стадии ее разведки следует применять только нелинейную интерполяцию. После окончания разведочных работ (на стадии эксплуатационного бурения) интерполяцию следует проводить на нуль или по данным о закономерностях изменения коллекторских свойств пласта по площади.

Для определения типа коллектора полезно производить совместный анализ геофизических и керновых данных. Если число скважин на месторождении очень велико, то границы кондиционных значений типов коллекторов можно проводить условно, не прибегая к слож­ной интерполяции, следующим образом: при наличии двух соседних скважин, одна из которых вскрыла глину, а другая алевролит — граница проводится посередине расстояния между ними; при двух соседних скважинах….

При вычислении объемов коллекторов с помощью литологических карт весьма важно учитывать различный коэффициент нефтеотдачи для песчаников и алевролитов.

Для газовых залежей, когда расстояние между эксплуатацион­ными скважинами значительно больше, чем на нефтяных месторо­ждениях, на любой стадии разведочного и эксплуатационного буре­ния следует применять только интерполяцию на середину.

При выделении эффективных нефтегазонасыщенных мощностей следует производить увязку кернового и геофизического материала.

Наиболее сложным является определение объема нефтенасыщенной части в карбонатных коллекторах. Существующие методы опре­деления объема залежи для карбонатных коллекторов недостаточно точны в связи с локальным развитием в них пористых участков и требуют уточнения и проведения для этого специальных исследо­ваний.

Коэффициент открытой пористости (т). устанавл по данным изуч образцов пород, отобранных в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта в этом случае необходимо наличие достаточных данных и по площади распространения пласта и по его мощности. Для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы. Иногда для определения пористости используют данные относительной аномалии (АПС).

ведется путем деления суммарной пористости всех образцов на их число, т. е. как средней арифметической величины:

При неоднородной и резко изменчивой пористости коллектора расчет лучше вести как средней среднегармонической величины

где п — число членов.

Коэффициент нефтенасыщения. производят комплексные определения, сопоставляя результаты определения по данным геофизики с данными, полученными в специальных сква­жинах.

Коэффициент нефтеотдачи (к_н). -называется отношение промышленного запаса к первоначальному запасу.Его величина зависит от литолого-физич св-в коллектора, св-в нефти, насыщающей пласт, темпа системы разработки, метода эксплуатации и в значительной мере от режима пласта и свойств агента, вытесняющего нефть.

Плотность нефти (р). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории

Пересчетный коэффициент (Θ). вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности.(определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем)