Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям

F Аэ.н А0.п К • 0 - объём нефти, содержащийся в эффективных порах коллектора в пересчёте на стандартные условия;

F Аэ н к0,п кн 9 рн - величина балансовых запасов нефти, со­ держащихся в залежи.

Формулу можно записать через коэффициент эффективной по­ ристости:

Аэф.п “ к0ш11 кн.

Общая формула объёмного метода подсчёта извлекаемых за­ пасов нефти:

0ин —F *АЭф.„ kQ.п кн 0 рн г),

@Ин ~~ QOH 9*

Общая формула объёмного метода подсчёта начальных запа­ сов свободного газа:

Qor F *Аэф.г к0.п к{ Кр

где Kt и Кр - термический и барический коэффициенты для приведе­ ния объема газа к стандартным условиям:

K-t —То + /ст / Т0+ tnn,

где Г0 = 273 °К, /ст = 20 °С, t^ - средняя температура в залежи в пла­ стовых условиях,

К.р /?о« 0 ~~Гост«ост/ Гст«ст?

где /70 - среднее начальное пластовое давление в залежи, Рп - давление газа в стандартных условиях,

Рос- остаточное (на текущее время) среднее давление в залежи (давление на устье добывающих скважин, равное стандартному),

а0= 1/Z - поправочный коэффициент, где Z коэффициент сжи­ маемости реальных газов при давлении р0(по палетке),

«ост - при давлении /?ост, аст - при стандартном давлении.

Все перечисленные в формулах параметры определяются на ос­ новании изучения промыслово-геофизических данных исследований

пластов, лабораторных исследований керна, нефтей, газов и вод и результатов гидродинамических исследований в процессе опробо­ вания и испытания поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Площадь залежи - F - ограничивается внешним контуром неф­ теносности, поэтому для определения границы залежи необходимо определить положение внешнего контура нефтеносности, т.е. его аб­ солютную отметку. В зависимости от степени изученности подсчет­ ного объекта отметку контура нефтеносности определяют поразному:

а) на поисково-оценочном этапе площадь залежи определяется на основании карты по отражающему горизонту с учетом коэффици­ ента заполнения ловушки (среднего значения, принятого в данной структурно-фациальной зоне);

б) на разведочном этапе площадь залежи определяется по структурной карте подсчетного объекта (продуктивного пласта), по­ строенной на основании результатов бурения поисково-оценочных и разведочных скважин, данных испытания и опробования этих скважин и построенной схемы обоснования ВНК. На разведочном этапе возможно уточнение границ зон литологических замещений и выклиниваний коллекторов;

в) на стадии разработки залежи ее площадь не столько опреде­ ляют, сколько уточняют, так как бурение и исследование значитель­ ного числа эксплуатационных скважин позволяют выявлять измене­ ния конфигурации контуров нефтеносности, устанавливать границы замещений, выклиниваний, тектонических нарушений и др.

Геометрически площадь залежи определяется планиметрирова­ нием подсчётного плана. Учитываются данные опробования и испы­ тания скважин, промыслово-геофизических исследований, исследо­ ваний керна.

Эффективная нефтенасыщенная толщина - АЭф.„ - может быть определена: по данным ГИС, либо по данным керна, с учетом ре­ зультатов испытания и опробования скважин.

Коэффициент открытой пористости - Ао п - определяется по лабораторным исследованиям образцов керна, отобранных из интер­ валов нефтенасыщенного коллектора или по данным ГИС (КС, ПС, ГК, НГК,АК), характеризующим эти интервалы. При подстановке коп в формулу используют либо определения пористости по ГИС, ли­ бо по керну, в зависимости от принятых закономерностей. Как пра­ вило, значения к0.п, определенные по керну и ГИС, существенно раз­ личаются.

Коэффициент нефтенасыщенности - кн - определяется также по керну и по ГИС (ПС). Для расчета используют формулу кв + кн= 1, из которой на основании расчёта водонасыщенности (кй) коллекторов (по керну или ГИС) определяют величину кн.

Пересчётный коэффициент - 0 - величина, обратная объёмно­ му коэффициенту, 0 = 1/6. Показывает усадку пластовой нефти при её дегазировании в стандартных условиях. Определяется по результа­ там лабораторного исследования глубинных проб (т.е. проб, отобран­ ных с глубин интервалов перфорации). Глубинные пробы на залежи отбирают из скважин, расположенных в разных частях залежи и на раз­ ных гипсометрических уровнях. Это необходимо для установления из­ менения свойств нефтей по площади и разрезу и определения среднего значения параметра для залежи.

Плотность нефти - рн - определяется по анализам проб, ото­ бранных на устьях скважин и исследованных в стандартных услови­ ях. Отбор проб происходит из всех скважин, давших притоки нефти.

Для расчёта величины геологических и извлекаемых запасов по формуле объёмного метода необходимы средние значения исполь­ зуемых параметров (коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, эффективной толщины, плотности нефти и др.).

В зависимости от степени изученности залежи, объёма факти­ ческих данных, закономерности изменения параметров, степени не­ однородности коллекторов средние значения подсчётных парамет­ ров, используемых в формуле, рассчитываются как среднее арифме­ тическое, либо как средневзвешенное по толщине пласта, по площа­ ди или по объёму залежи.

Единицы измерения подсчётных параметров

Площадь - тысячи м2 Толщина - м.

Коэффициент открытой пористости - в долях единиц. Коэффициент нефтегазонасыщенности - в долях единиц. Плотность нефти - кг/м3 Давление - МПа.

Температура - °С.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) - в долях единиц. Геологические и извлекаемые запасы нефти - в тыс. тонн. Геологические запасы газа - в млн м3

Подсчётный план

Это графический документ, служащий основой для промыш­ ленной оценки запасов изучаемой залежи.

Подсчётный план составляется на основе структурной карты по кровле (карта по подошве строится для определения положения внутрен­ него контура нефтеносности) с обязательно нанесёнными контурами нефтеносности (внутренним и внешним). Наносятся существующие ра­ нее границы категорий запасов, все пробуренные на момент подсчета скважины с указанием абсолютной отметки данного горизонта, вскрыто­ го скважиной, и результатов опробования или испытания.

Для неопробованных скважин приводятся данные о водонефтегазонасыщенности пород-коллекторов по интерпретации ГИС.

Для испытанных скважин указываются глубина и абсолютная отметка кровли и подошвы коллектора, интервалов перфорации, на­ чальный и текущий дебиты нефти, газа, и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы скважины, дата появления и процент воды.

Для скважин, находящихся в эксплуатации указываются дата ввода в эксплуатацию, начальный и текущий дебиты, пластовые дав­ ления, дата появления и процент воды.

Кроме этого на подсчетном плане приводится таблица, где ука­ заны все подсчётные параметры, подсчетные категории запасов и даты подсчёта (пересчёта) запасов.

В пределах структуры I порядка установлена зона нефтегазонакопления - вал с открытыми месторождениями и залежами. На изу­ чаемом перспективном валу, кроме предполагаемых структур, по результатам более детальных геофизических работ установлены вы­ явленные структуры. Поскольку оба вала характеризуются общно­ стью геологического развития, что подтверждается их принадлежно­ стью к одному крупному элементу, и перспективные объекты нахо­ дятся в сходных структурно-фациальных условиях (одновозрастные отложения), то в пределах перспективного вала для данной толщи можно оценить ресурсы категории Dx.

Понятие о выявленной структуре - это установленный по геологическим, геофизическим и другим исследованиям антикли­ нальный перегиб слоев, позволяющий считать с достаточной долей вероятности, что структура замкнутая и может являться ловушкой для УВ (большее количество сейсмопрофилей).

Особенностью данного этапа является возможное выявление локальных структур, в пределах которых уже можно оценить локали­ зованные ресурсы - В ]л.

Прогнозные ресурсы категории />1л - локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологи­ ческих и геофизических исследований, находящихся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью. Ко­ личественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реали­ зуется с учетом плотности ресурсов Dх и установленной площади выявленного объекта.

3. Перспективные ресурсы категории С3 Объектами оценки являются:

1) Подготовленные для глубокого бурения ловушки, расположен­ ные в одной структурно-фациальной зоне с уже разведанными залежами.

Понятие о подготовленной структуре: подготовленной для глубокого бурения считается структура, хорошо прослеживаемая и оконтуренная по основным отражающим горизонтам плотной се­ тью сейсмопрофилей, либо оконтуренная по плотной сети структур­ ного бурения.

Около первой пробуренной скважины, давшей промышленный приток, в радиусе 2L подсчитываются запасы категории Сь на всей остальной площади залежи, ограниченной внешним контуром неф­ теносности подсчитываются запасы категории С2.

2) промежуточные и вышезалегающие пласты, пройденные бу­ рением, но неопробованные на разведанных месторождениях (рис. 1.7).

Рис. 1.7. Пример выделения ресурсов категории Сг. А - пробуренные разведочные

!скважины;

[ - интервалы перфорации;

■- интервалы, нефтенасыщенные по ГИС

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания, толщина, коллекторские свойства, состав и свойства нефти определены в об­ щих чертах по результатам геологических и геофизических исследо­ ваний с учетом данных по более изученной части залежи или по ана­ логии с разведанными месторождениями.

5. Разведанные запасы категории Сх

Объектами подсчета являются:

1) Площадь около пробуренной скважины, давшей промыш­ ленный приток (на расстоянии удвоенного радиуса дренажа или сет­ ки эксплуатационных скважин - 2L) (рис. 1.8).