Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

Поверка планиметра и подготовка его к работе. Планиметр предназначен для вычисления площадей плоских фигур произвольной формы. При работе с планиметром следует соблюдать следующие условия:

–полюс планиметра должен располагаться таким образом, чтобы во время обвода всей фигуры угол между обводным и полюсным рычагами был не меньше 30° и не больше 150°;

–при обводе фигуры счетный ролик должен перемещаться только по листу бумаги (по карте);

–обвод фигуры надо заканчивать в том месте, где он начи-

нался;

–скорость перемещения обводного устройства не должна быть большой или слишком маленькой;

–большие площади необходимо обводить планиметром по частям, разделив их не прямыми, а плавными линиями;

–перед вычислением площадей необходимо определить цену деления планиметра.

Определение цены деления планиметра. Цену деления оп-

ределяют по квадрату 10×10 см при положениях «полюс право»

и«полюс лево»:

1.При положении планиметра «полюс право» обводной рычаг перемещают по часовой стрелке и делают несколько по-

следовательных обмеров квадрата 10×10 см так, чтобы 3 последних отличались друг от друга не более чем на 10 единиц. По результатам обмера составляют табл. 8.3.

elib.pstu.ru

2. При положении планиметра «полюс лево» обводной рычаг перемещают против часовой стрелки и делают несколько последовательных обмеров квадрата 10×10 см так, чтобы 3 последних отличались друг от друга не более чем на 10 единиц. Составляют табл. 8.4.

Для определения истинной величины определяют среднее значение числа делений планиметра: (1008 + 1009)/2 = 1008,5.

Зная свой масштаб и среднее число делений планиметра в эталонном квадрате, вычисляют цену деления планиметра: при масштабе 1:5000 (в 1 см 50 м) в квадрате 10×10 см содержится 500 м · 500 м = 250 000 м2. Полученную величину делят на среднее число делений планиметра, определенное после поверки,

и получают цену деления планиметра С = 250 000 / 1008,5 = = 247,892 м2.

Для подстановки в формулу подсчета запасов полученный результат надо представить в тысячах квадратных метров и округлить, в данном случае 247,892 м2 ≈ 0,25 тыс. м2.

Измерение площадей (подсчетных полей) планиметром. На подготовленных подсчетных планах (картах эффективных нефтенасыщенных толщин) определяются поля для последующих обмеров выделенных площадей планиметром. Поле – участок карты, ограниченный двумя соседними изопахитами. Нумерация полей производится арабскими цифрами (1, 2, …), в случае если поля с одинаковыми толщинами разделены, то их нумерация должна иметь вид 1а, 1б, 1в. Нумерация полей в нефтяной

52

elib.pstu.ru

и водонефтяной частях сквозная. Вытянутые зоны лучше разбивать на две части. При вычислении площадей зон, ограниченных замкнутыми изопахитами, необходимо из площади искомой зоны вычесть площади всех внутренних зон (чтобы получить площадь кольца).

Каждое выделенное поле на подсчетном плане обмеряется планиметром не менее трех раз, чтобы получить две разницы между отсчетами и взять среднее. Примеры выделения подсчетных полей для залежей пластового и массивного типов приведены на рис. 18 и 19.

Рис. 18. Выделение подсчетных полей на примере пластово-сводовой залежи в пласте tl2а

Полученные данные обмера полей заносятся в табл. 8.5, 8.6. Значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах одного поля определяется как среднее между двумя соседними изопахитами (например, среднее значение толщины в поле между изопахитами «4» и «5» будет «4,5»).

53

elib.pstu.ru

Таблица 8.6

Определение нефтенасыщенного объема в водонефтяной зоне (ВНЗ)

Толщины пластов. После определения основного параметра – площади нефтеносности – можно определять второй важный параметр – толщину. Величину эффективной нефтенасыщенной толщины hэф.н необходимо определить для каждого пласта. На разведочном этапе эта величина определяется как средневзвешенное значение по площади залежи:

hэф.н = F1h1 + F2h2 + ... + Fnhn , F1 + F2 + ... + Fn

где h1 – среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в 1-м поле; F1 – площадь 1-го поля и т.д. для всех подсчетных объектов. В данном случае это отношение суммарного нефтенасыщенного объема в целом по залежи (столбец 7 табл. 8.6) к суммарной площади нефтеносности в целом по залежи (столбец 6 табл. 8.6).

Коэффициенты открытой пористости и нефтенасы-

щенности. Расчет выполняется для каждого пласта в соответствии с методикой, изложенной в подразд. 8.2.2.

Плотность нефти и пересчетный коэффициент. При-

водятся их величины, принимаемые при подсчете запасов.

55

elib.pstu.ru

Геологические запасы нефти Q0. Этот параметр рассчиты-

вается в пределах всей залежи (нефтяная и водонефтяная зоны). Для каждого пласта приводятся формула, значения подсчетных параметров и собственно расчет.

Извлекаемые запасы нефти Qи. Для подсчета извлекаемых запасов нефти рассчитывается величина КИН по формуле, приведенной в подразд. 8.2.6.

Определение доли запасов в водонефтяной зоне ∆QВНЗ проводится по формуле

∆QВНЗ = Q0 −Q0н ,

Q0

где Q0 – геологические запасы нефти в пределах всей залежи (нефтяная и водонефтяная зоны); Q0н – геологические запасы нефти в пределах только нефтяной части залежи (рассчитывается с учетом средневзвешенного значения эффективной нефтенасыщенной толщины коллектора в пределах чисто нефтяной части залежи; для расчета используются столбцы 6 и 7 табл. 8.5).

Полученное значение ∆QВНЗ зависит от ширины водонефтяной зоны и может изменяться от 0,1 до 0,9.

Подсчет извлекаемых запасов нефти проводится для всех продуктивных пластов по формуле

Qи = Q0 · η,

где Q0 – геологические запасы нефти в каждом пласте; η – рассчитанная величина КИН для каждого пласта.

Начальные геологические запасы растворенного газа Qр.г.

Расчет проводится для всех продуктивных пластов по формуле

Qр.г = Q0 · r0,

где r0 – начальное газосодержание нефти (см. табл. 6.1).

В результате проведенных расчетов составляется таблица подсчета запасов (табл. 8.7) по всем пластам.

56

elib.pstu.ru

57

В заключении приводятся:

–оценка разведочной площади по величине геологических запасов нефти;

–процентное соотношение запасов по категориям С1 и С2 по пластам и по месторождению; доля запасов каждого пласта (в процентах и в тыс. т) в общем объеме балансовых запасов месторождения;

–рекомендации по проведению дальнейших работ (исходя

из полученного соотношения запасов С1 и С2):

1. Если для месторождения или его отдельных залежей по

окончании разведки не получено соотношение запасов С1 и С2 как 80 к 20 % по площади залежи, то планируются мероприятия по доразведке залежей (месторождения). К мероприятиям по доразведке можно отнести:

• проведение испытаний в пробуренных разведочных скважинах с положительными результатами ГИС (указать номера скважин и интервалы для проведения опробования);

• проектирование дополнительных разведочных скважин с проведением в них ГИС, определение нефтенасыщенных интервалов и проведение испытаний в этих интервалах; количество скважин определяется исходя из условия достижения необходимого процентного соотношения запасов по площади залежи (рассчитать количество скважин для всех пластов, указать систему размещения, показать местоположение проектных скважин на всех пластах, перечислить необходимый комплекс исследований в скважинах, показать площадь приращения запасов категории С1);

• составление карты совмещенных контуров нефтеносности пластов с запроектированными разведочными скважинами.

2. Если заданное соотношение запасов было получено в процессе проведения разведочных работ, то планируется передача месторождения в разработку. Для передачи в разработку необходимо:

58

elib.pstu.ru

•обосновать объединение пластов в единый эксплуатационный объект;

•запроектировать сетку скважин и предполагаемую систему заводнения (при необходимости);

•составить карту совмещенных контуров нефтеносности пластов с проектными эксплуатационными скважинами.

Оформление пояснительной записки и графических приложений

Текст пояснительной записки печатается шрифтом Times New Roman (размер символов 14) с интервалом 1,5 и с полями 2 см по всем сторонам; в таблицах допускается размер символов 11–12. Графические приложения нумеруются согласно приведенному списку. При написании глав пояснительной записки необходимо делать ссылки на используемые графические приложения. Пример оформления титульного листа приведен в прил. 2. Рисунки и таблицы нумеруются по главам пояснительной записки.

Вопросы к защите курсового проекта

1.Что такое маркирующий горизонт? Что такое отражающий горизонт? Для чего они нужны? Какие локальные реперы выделялись в данном разрезе?

2.Какие два региональных отражающих горизонта присутствуют в разрезе?

3.Соотношение стратиграфической шкалы 1962 года и новой шкалы 1989 года.

4.Суть и назначение методов ГИС, используемых в работе.

5.Методика построения линии кондиционных значений. Определение толщины с учетом кондиционных значений пористости пласта.

59

elib.pstu.ru

6.Понятие об общей, эффективной и эффективной нефтенасыщенной толщине. Коэффициенты песчанистости и расчлененности.

7.Понятие о неоднородности пластов-коллекторов. Неоднородность какого типа выявлена на корреляционной схеме?

8.Методика построения схемы корреляции. Суть схемы (что показывает, для чего строится). Основные принципы проведения корреляции.

9.Пласт-аналог. Назначение и принципы выделения пла- стов-аналогов.

10.Необходимость построения ГСР. Способ построения.

11.Испытание скважин. Результаты испытания, их исполь-

зование.

12.Данные, необходимые для построения схемы обоснования ВНК. Методика проведения контакта нефть–вода.

13.Построение геологических профилей. Определение типов залежей продуктивных пластов.

14.Анализ структурных карт и карт изопахит.

15.Методика построения подсчетных планов (карт эффективных нефтенасыщенных толщин).

16.Обоснование подсчетных объектов.

17.Обоснование подсчетных параметров (площадь, толщина, пористость, нефтенасыщенность, пересчетный коэффициент, плотность нефти) на разведочном этапе.

18.Методика подсчета геологических и извлекаемых запасов на примере одного из пластов.

19.Обоснование для подсчета запасов категории С1 и С2.. Определение границ выделенных категорий запасов.

20.Рекомендации по дальнейшим работам на выбранном участке месторождения.

21.Назначение разведочных скважин.

22.Виды исследований в разведочных скважинах.

23.Системы размещения разведочных скважин.

60

elib.pstu.ru