Тема 27. Методы подсчета запасов нефти и газа.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются ЗАПАСАМИ.

Балансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведочные – категории А, В, С1 и предварительно оцененные – категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по

степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные –

категория С3 и прогнозные – Д1 и Д2.

Условия отнесения запасов нефти и газа к различным категориям

Категория запасов

Границы категорий запасов

Степень изучаемости

Данные, по которым выделяются границы категорий запасов

Форма и лежи, поло­жение ВНК, ГНК, ГВК.

Нефтенасыщенная мощность пород

Коллекторские свойства пород

Нефтегазонасыщенность пород

Качествен­ный и коли­чественный состав

Режим залежи, продуктивность скважин, давление, гидро- и пьезопровод-ность

нефти и газа

сопутству­ющих ком­понентов

А.*

В пределах досто­верно установленно­го контура

Полная разбуренность в соответ­ствии со схемой (проектом) разра­ботки

Изучены детально во всех скважинах и по залежи (участку) в целом

В пределах участ­ков, разбуренных добывающими сква­жинами

Частичная разбу-ренность залежи добывающими сква­жинами

В *

При простом строе­нии пласта в преде­лах изогипсы, соот­ветствующей нижней дыре перфорации, давшей промышлен­ный приток безвод­ной нефти (газа)

Получены промыш­ленные притоки безводной нефти (газа) с разных отметок не менее чем в трех скважинах. Благоприятные промыслово-геофизические и керновые данные по другим скважинам

Изучены по данным разведоч­ных и добывающих скважин, в степени достаточной для со­ставления проекта разработки

Изучены детально

Изучены по данным разведочных и добы­вающих скважин, в степени достаточной для составления проекта разработки

При сложном строе­нии пласта в конту­ре скважин, давших промышленные при­токи безводной неф­ти (газа)

С1

До установленного внешнего контура нефте (газо)носности

Промышленные притоки получены в отдельных скважинах опробованием и в части скважин испытателем пластов

Определены по данным разведочных скважин

Изучены по от- дельным скважинам или приняты по аналогии с разведанными залежами в том же продуктивном горизонте

Изучены в отдельных скважинах

Режим работы залежи обоснован исследованием скважин или принят по аналогии с соседними разведанными залежами.

При установленном контуре — до границ залежи; при неустановленном контуре — на удвоенном расстоянии проектной сетки добывающих скважин

Примыкание к блокам и полям более высоких категорий

Приняты по аналогии с граничащими участками категории В

Определены суточные дебиты и коэффициенты продуктивности скважин Получены данные с давлениях пластовых, насыщения и конденсации

1 На неразведанных полях и тектонических блоках выявленных залежей

Примыкание к площадям с запасами С1

По аналогии с разведанными полями и блоками

Приняты по аналогии с разведанными тектоническими блоками и полями залежей

С2

Продуктивные пла­сты, не опробован­ные в колонне, а также опробованные только испытателем пластов

Благоприятная гео­физическая харак­теристика

По данным промыслово-геофизических исследований

По данным пробуренных скважин

В новых структурах в пределах извест­ных нефтегазоносных районов, подготов­ленных к глубокому разведочному буре­нию

Структура и ее контуры установле­ны проверенными для данного района методами. Наличие коллекторов пред­полагается на осно­ве структурно-фациального анализа

На основе коэффициента заполнения структур нефтью или газом, рассчи­танного по аналогии на разведанных залежах

Приняты по аналогии с разведанными залежами в том же продуктивном пласте

В невскрытых про­дуктивных горизон­тах известных место­рождений

В практике подсчета запасов нефти используют три основных метода: а) объемный, б) статистический и в) метод материального баланса. Выбор метода для расчета запасов нефти по тому или иному пласту зависит от количества и качества исходных данных, а также от режима работы залежи и степени ее разведанности и изученности.

Объемный метод

Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пере­счете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах подсчетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Ф ормула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным ме­тодом имеет следующий вид: извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; k_п.о — коэффициент открытой пористости; k_н — коэффициент нефтенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³; Q — пересчетный коэффициент;

— коэффициент извлечения нефти.

Статистический метод

Он основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленным отборам нефти и т.п.

Метод материального баланса

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, могут быть определены на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения пластового 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.

Методы подсчета запасов газа

При подсчете запасов газа различают свободный газ, т.е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (конденсатных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).

Подсчет запасов свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же

принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

где Qг – начальные запасы газа (в стандартных условиях, Рст = 0,5 МПа,

Тст = 293 К);

F – площадь в пределах контура газоносности, м2;

78

h – эффективная газонасыщенная мощность (толщина), м;

Kn – коэффициент открытой пористости;

P0 – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ст P – среднее остаточное давление, МПа, в залежи после извлечения про-

мышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного

0,1 МПа;

ао и аст – поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-

Мариотта соответственно для давлений Р0 и Рст, равные 1/z, где z = PV/RT –

коэффициент сжимаемости газа, определяемый по пластовым пробам;

f – поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной

температуре: Тст/Тпл = 293 К/(273К + tm);

KГ – коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды;

tm – пластовая температура.

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи . Считается, что для газовых залежей, работающих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т. е. количество газа добываемого при снижении давления на 0,1 МПа постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи: , где QГ1 и QГ2 — добытое суммарное количество газа соответственно на первую и вторую даты; р1 и рг — соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; — поправки на сжимаемость газа соответственно при давлениях

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти определяются при любом режиме по балансовым запасам нефти с учетом растворимости газа в нефти г0 при среднем начальном пластовом давлении или с учетом среднего начального (или текущего) газового фактора r.

Контрольные вопросы:

1.Что такое запасы?

2.Что такое балансовые и забалансовые запасы?

3.Определить категории С3, Д1 и Д2. Дать определение категории А,В,С1,С2.

4.На чем основан объемный метод?

5.На чем основан статистический метод?

6.В чем отличие объемных методов нефти и газа?

Занятие № 28