Лекція №20 особливості підрахунку запасів нафти і вільного газу в газонафтових і нафтогазових покладах
Двохфазний стан покладів значно ускладнює не тільки процес розвідки і розробки, але і підрахунок запасів нафти і вільного газу. В газонафтових покладах необхідні додаткові дослідження по обґрунтуванню положення ГНК, кондиційних меж окремо для нафтової і газової частини покладу, так як газ має більшу проникаючу здібність, чим нафта. Значно ускладнює цей процес геометризації пластових склепінних покладів з нафтовою облямівкою.
Визначення відміток ГНК в пластових перетинаннях здійснюється по даним випробування, ГДС. Серед геофізичних методів найбільш інформативні нейтронні методи при умові повного розформування зони проникнення фільтрату глинистого розчину. При бурінні на не фільтруючих розчинах Б.Ю. Вендельштейн рекомендує гама-гама метод і акустичний каротаж.
Найбільш складною проблемою при обґрунтуванні параметрів і підрахунку запасів є геометризація газонафтових покладів і в першу чергу їх нафтових частин по покладах пластового типу (рис. 20.1, аІ, бІ, аІІ, бІІІ). Якщо даних по свердловинах для безпосередньої побудови карти ізопахіт мало, то на любій стадії вивченості, крім стадії пошуків може бути використаний метод, який дозволяє складати такі карти по нафтовій частині підрахункового об’єкту у взаємозв’язку з газовою частиною.
Для цього на першому етапі складається карта в ізолініях нафтогазонасичених товщин підрахункового об’єкту відповідаюча даній стадії вивченості з урахуванням кондиційних меж параметрів продуктивних пластів по газовій і нафтовій частинах покладу. Для побудови цієї карти по кожній свердловині враховується сума виділених ефективних нафтоносичених і ефективних газонасичених товщин підрахункового об’єкту.
Рисунок 20.1 - Принципові схеми розміщення нафтогазових і газонафтових покладів (по 3. Р. Борісенко).
Поклади: а - з газовими шапками; б - з нафтовими облямівками. 1 - газ; 2 - нафта; 3 - вода
На другому етапі складається карта ефективних газонасичених товщин тільки для газової частини покладу. Методика побудови таких карт стосовно до стадій вивченості аналогічна побудові цих карт для пластового (див рис. 20.1 аІІ, бІІІ) або масивного (аІV, бІV) покладів. Карту ізопахіт нафтонасичених товщин отримують шляхом геометричного віднімання карти в ізолініях газонасичених товщин з карти ізоліній нафтогазонасичених товщин. При побудові карти в ізолініях нафтонасичених товщин необхідно звернути увагу на те, що на зовнішньому контурі газоносності і на внутрішньому контурі нафтоносності ізопахіти повинні мати злом.
В масивних газонафтових покладах форма газової частини завжди має форму масивного покладу, чим і визначається спосіб побудови карт ізопахіт на різних стадіях вивченості.
На відкритому покладі пластового типу по даних однієї свердловини складати карту в ізолініях нафтонасичених товщин пласта недоцільно, так як достовірність її досить низька. Об’єм колекторів нафтової частини покладу на цій стадії визначається як різниця між нафтогазонасиченим об’ємом Vн.г., визначеним по карті в ізолініях нафтогазонасичених товщин і газонасиченим Vг., визначеним по карті в ізолініях газонасичених товщин. Середня ефективна нафтонасичена товщина нафтової товщини покладу в цьому випадку визначається за формулою:
,
де Fн. – площа нафтової частини покладу в межах зовнішнього контуру нафтоносності або обмежена зовнішнім контуром нафтоносності і внутрішнім контуром газоносності.
Аналогічно визначаються об’єми і середні нафтонасичені товщини малопотужних нафтових облямівок.
На більш пізніх стадіях підрахунок запасів в нафтовій частині ведеться на основі карт ізопахіт.
При підрахунку запасів нафти в газонафтових покладах доцільно дотримувати послідовну диференціацію підрахункових об’єктів (по аналогії з нафтовими покладами). Але разом з нафтовою і водонафтовою зонами по кожному об’єкту на відповідній стадії необхідно виділяти газонафтові зони і підрахунок запасів вести диференційовано по кожній з них.