Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям
..pdfЭффективная нефтенасыщенная толщина Лэф.н рассчитывается как средневзвешенная по площади, если в залежи происходит вы клинивание или замещение коллектора с изменением толщины пла ста. Для определения средневзвешенного значения обязательно строится карта изопахит.
Остальные подсчетные параметры из формулы объемного ме тода определяются аналогично вышерассмотренным.
Формулы для подсчета геологических запасов нефти и свободного газа для залежей литологического типа
При изменении параметра Аэф.н применяются формулы, как для массивной залежи:
б о н =“ 1 с , , с |
2 -^Кз.л |
А эФ-н(Л |
^ о п скв.ан ^ нскв |
^скв.ан Рнскв.ан |
|
|
|
б о г |
== Е с , . с 2^ К з.л * h^ s(F) ^ о п скв.ан Ч к в |
Кр |
к ( |
|
У СКВ |
СКВ |
с неизменной толщиной пласта применяются формулы как для пластовой залежи:
б о н = Z c lfC2 ^Кз.л ^эф.нскв ан ^о.пскв £нскв бскв.ан Рнскв.ан ,
бог = ЕсрС2^ТКз.л Аэф.гскван ^о.пскв £гскв КРст К,скъ
Методы определения подсчётных параметров для залежей стратиграфического типа
Залежи этого типа примыкают к выступам палеорельефа или связаны с размывом отложений и перекрытием сверху более моло дыми осадками.
Границы этой залежи могут быть установлены:
а) по данным сейсмических исследований, с учётом законо мерностей распространения залежей подобного типа в исследуе мом районе;
б) по данным пробуренных скважин, последняя из которых ока залась продуктивной.
Площадь нефтеносности (залежи) F, т.е. положение ВНК (ГВК), определяется с учетом коэффициента заполнения ловушки среднего по зоне.
Эффективная нефтенасыщениая толщина АЭф.„ определя ется по данным ГИС, проведенным в первой пробуренной сква жине или по аналогии с соседними залежами, находящимися в этом же структурно-фациальном комплексе. В зоне предпола гаемого постепенного выклинивания толщина пласта принима ется равной половине его толщины в продуктивной скважине (рис. 1.24).
Рис. 1.24. Определение площадей с разными категориями запасов в залежах стратиграфического типа
Fc - площадь, ограниченная радиусом 21 в районе пробуренной
скважины, давшей приток с запасами категории С\,
F\ и Fi - площади, ограниченные внешним и внутренним кон турами нефтеносности с запасами категорий С2;
Fi - площадь зоны постепенного выклинивания с запасами ка тегорий С2;
F4- площадь зоны отсутствия коллектора (толщина берется как Ы7).
Формулы для подсчета геологических запасов нефти и свободного газа для залежей стратиграфического типа
б о н |
2 Х р С 2 ^ К з.л |
Л эф нскв<ан |
^о.пскв |
£ н скв * |
®скв,ан |
' Рнскв.ан > |
Qor = Zc,,c2 ^Кзл |
йэф.гскв ан |
^о.пскв |
^гскв |
^рскв |
^(скв- |
|
Методы определения подсчётных параметров для залежей тектонического типа
Площадь нефтеносности (залежи) F, т.е. положение ВНК (ГВК) определяется с учетом коэффициента заполнения ловушки, среднего по зоне. Особенность расчёта площади в залежах этого типа заключается в геометризации приразломной зоны.
Эффективная нефтенасыщенная толщина Аэф.„ определяется по данным ГИС, проведенным в первой пробуренной скважине или по аналогии с данными соседних залежей, находящихся в этом же
структурно-фациальном комплексе. Карта изопахит не составляется, но: |
||||||||
а) если плоскость нарушения верти |
|
▲ |
||||||
|
|
|||||||
кальна, то А эф.н в зоне нарушений учитыва |
|
|
||||||
ется полностью (рис. 1.25): |
|
|
|
|
||||
-нефтенасыщенный объем |
в |
зоне |
|
|
||||
с запасами категории С\ определяется как |
|
|
||||||
|
Vex ~ Fcx |
Лэф.н.скв; |
|
|
|
|
||
-нефтенасыщенный объем |
в |
зоне |
|
|
||||
с запасами категории С2: |
|
|
|
|
||||
|
Vci = |
Рс2 |
А эф.н.скв; |
|
|
|
|
|
б) если плоскость нарушения |
на |
Рис. 1.25. Определение |
||||||
клонная, то /2эф.„ в зоне нарушения учи |
||||||||
площадей с запасами |
||||||||
тывается |
на |
половину - |
/ 2Эф .н. / 2 |
разных |
категорий на |
|||
(рис. 1.26): |
|
|
|
|
|
залежах |
тектонического |
|
|
|
|
|
|
типа с |
вертикальной |
||
плоскостью нарушения
- нефтенасыщенный объем в зоне с запасами категории С\
|
определяется как |
|
|
Уел ~ Fc\ |
^эф.н.скв; |
|
- нефтенасыщенный объем |
|
|
в зоне с запасами категории С2: |
|
|
Vci = FC2 |
Л эф.н.скв; |
|
- нефтенасыщенный объем |
|
|
с запасами категории С2 в зоне |
|
|
тектонического нарушения: |
|
|
Ус2 —F 3T ^ эф .н .скв / 2 . |
|
|
Обоснование остальных под- |
|
Рис.1.26. Определение площадей |
счетных параметров проводится по |
|
с запасами разных категорий на за- |
аналогичной схеме для пластовых |
|
лежах тектонического типа с наклон- |
залежей. Формулыдля подсчета |
|
ной плоскостью нарушения |
запасов аналогичны формулам для |
|
|
пластово-сводовой залежи. |
|
Формулы для подсчета геологических запасов нефти и свободного газа для залежей тектонического типа
б о н = |
Zc,,C2 ^ К э .л |
Аэф.искв-ан |
&о.пс([в |
К скв |
вскв.ан |
Р н скв ан, |
|
С^Ог |
У1Г . |
F Кз Л |
Г |
К гг |
k r |
Лжв |
• |
|
|
|
эФ-гскв.ан |
0-пскв |
гскв |
'скв |
|
Вопросы для самоконтроля
1.Что значит определить площадь залежи?
2.Как определить среднее значение коэффициента заполнения ловушки для структурно-фациальной зоны?
3.Основной источник получения информации при определении параметров для подсчета запасов на поисково-оценочном этапе?
4.Назовите основные различия определения параметров под счета в зависимости от типов залежи.
5.Как определить границу между категориями запасов Схи С2?
2.Подсчёт запасов нефти и свободною газа на разведочном
этапе
Объектами для подсчета запасов на разведочном этапе являют ся открытые промышленно значимые месторождения или залежи.
Исходная геологическая информация к данному этапу: по данным бурения и исследования разведочных (поисковых, опережающих экс плуатационных) скважин определяются геолого-промысловые и под счетные параметры для подсчета запасов и составления первого про ектного документа на разработку (технологическая схема) (рис. 1.27).
|
На данном этапе подсчи |
|
|
|||||
тываются запасы категорий Сх |
|
|
||||||
и С2, но в отличие от поиско |
|
|
||||||
вого этапа доля запасов Сх на |
|
|
||||||
много больше, чем С2. (это оп |
|
|
||||||
ределяется |
степенью |
разве |
|
|
||||
данности |
залежи, |
т.е., |
ко |
|
|
|||
личеством пробуренных сква |
|
|
||||||
жин, |
объемом |
их |
исследова |
|
|
|||
ний и др.). Разведочный этап |
|
|
||||||
считается |
завершенным, |
т.е. |
п . |
~ |
||||
|
|
|
г |
|
’ |
|
Рис. 1.27. Открытая залежь с разведан- |
|
месторождение готово для пе- |
ньши запасами Сх и предварительно |
|||||||
редачи в разработку, |
если |
на |
оцененными запасами С2. Разведочный |
|||||
его |
площади |
подсчитано |
не |
|
этап |
|||
менее 80% запасов |
категории |
|
|
|||||
Схи не более 20% категории С2. |
|
|
||||||
Методы определения параметров для пластово-сводовой залежи
Площадь нефтеносности (залежи) F можно определить по подсчетным планам (структурная карта по кровле проницаемого пла ста или карта изопахит), основой которых является карта по ОГ (как
правило, |
Пк или Г); конфигурация изогипс может быть уточнена |
с учетом |
пробуренных ранее поисковых и разведочных скважин; |
граница залежи (положение ВНК) может быть уточнена (получена) по схеме обоснования ВНК с учетом результатов испытания, опробо вания и ГИС, проведенных в скважинах. В связи с этим для залежи можно определить не только внешний контур нефтеносности, но
ивнутренний, отделяющий нефтяную часть от водонефтяной.
Всвязи с увеличением степени изученности объектов появляет
ся несколько отличительных особенностей при подсчете запасов на разведочном этапе.
1- я особенность - запасы подсчитываются отдельно для неф ной (НЗ) и водонефтяной зон (ВНЗ)
Эффективная нефтенасыщепная толщина h3 определяется в каждой пробуренной скважине поинтервально (в расчет принима ются те интервалы толщин, для которых значения пористости и про ницаемости выше кондиционных пределов). Остальные интервалы считаются непроницаемыми и в расчете не участвуют. По данным полученных толщин строят карты изопахит: эффективных и эффек тивных нефтенасыщенных. Толщина считается как средневзвешен ная по площади залежи.
2- я особенность - при подсчете запасов учитывается только нефтенасыщенная толщина коллектора, в которой значения коэффи циентов пористости и нефтенасыщенности имеют кондиционные значения.
Коэффициент открытой пористости к0ЛХпри определении гра ничных значений величины пористости используют аналитические зависимости между пористостью и проницаемостью. Анализ керна для определения проницаемости в данном случае менее эффективен, т.к. его объема обычно недостаточно для полной характеристики продук тивного интервала. Поэтому используются геофизические исследова ния - метод собственной поляризации (ПС) и гамма-метод (ГМ). Оба метода схожи тем, что на их диаграммах отражается содержание в разрезе глинистого материала. Чем выше глинистость, тем хуже фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов.
Для удобства сопоставления разрезов скважин пользуются па раметрами относительной амплитуды асп и двойного разностного параметра Д/у.
Величина асп является кондиционной и определяется на основе статистической зависимости между значением асп, определенным в каждой скважине, и удельной продуктивностью этой скважины (рис. 1.28):
Яу&- Q f Ар ' ^эф.н 5
где Q - дебит скважины, Ар - депрессия на пласт, h ^ H- толщина оп робованного интервала.
Значение асп будет критическим при q = 0, т.е. продолжить ли нии регрессии до пересечения с осью ординат.
Величина асп зависит от типа коллектора, его глинистости, вяз кости нефти и изменяется в пределах от 0,3 до 0,8.
РисЛ.28. Графики для определения граничных (кондиционных) значений фильтрационно-емкостных свойств коллекторов
Метод относительной амплитуды Д/у применяется в случае не возможности применения метода ПС (который не применяется для скважин, бурящихся на самом глинистом растворе, растворе на неф тяной основе и в обсаженных скважинах).
Кондиционное значение A/у также можно определить на основе аналогичной статистической связи между Д/у и qyn.
Еще для установления кондиционных пределов фильтрацион но-ёмкостных свойств применяют комплексный геофизический па раметр Рк = к0^ lg&np, его кондиционное значение устанавливается также по многомерным статическим связям.
Итак, кондиционные пределы проницаемости и пористости продуктивных пластов определяются по величинам ас„ ,А/у, РК. По аналогичным методикам определяется коэффициент нефтегазонасыщенности £Н(г)-
Полученные кондиционные значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности могут рассчитываться по керну или по ГИС:
При расчете ком по керну необходимо учитывать следующее:
1) если установлено, что коллектор достаточно однород и имеет близкие значения пористости, то значение £0.п по залежи рас считывается как среднее арифметическое или средневзвешенное из всех значений;
2)если в залежи установлено закономерное изменение порис тости по площади залежи, то для определения подсчетного значения к0,п необходимо составление карты пористости и определить пара метр как средневзвешенный по площади;
3)если в залежи установлены прямые или обратные корреляци онные связи между параметрами к0,п, кп и й эф.н, то строятся карты удельных нефтегазонасыщенных объемов, полученные путем умно жения значений трех карт: карт изопахит, карт пористости и карт нефтенасыщенности, а параметр рассчитывается как средневзвешен ный по объему.
При расчете к0,п по данным ГИС следует учитывать следущее:
а) при однородном коллекторе ко п рассчитывается как среднее арифметическое по скважинам;
б) при неоднородном коллекторе коп рассчитывается как сред невзвешенное по толщине проницаемых прослоев;
в) при закономерном изменении по площади коллекторских свойств комрассчитывается как средневзвешенное по площади;
г) при наличии корреляционных связей между параметрами ко п, К и fi3ф.„, параметр рассчитывается как средневзвешенный по объему.
Пересчетный коэффициент 0 (учитывает усадку нефти, необ ходим для приведения объема пластовой нефти к объему нефти в поверхностных условиях) и плотность нефти рн в поверхностных условиях могут быть определены двумя способами:
1)как среднеарифметическое при количестве определений < 20
ибез определения характера распределения;
2)при закономерном изменении 0 и р„ по площади как средне взвешенное по площади с построением карт изменения данных па раметров.
Т^нач) ^нач - рассчитываются по данным разведочных скважин, про буренных в газовой части залежи, с учетом центра тяжести залежи,
Z - как среднее арифметическое по всем определениям.
Подсчет запасов нефти и свободного газа на разведочном этапе ведется с учетом:
-количества продуктивных пластов -
-площадей с категориями запасов С\ и С2- £с,с2;
-наличия в залежи водонефтяной и нефтяной частей - ЕНз,внз-
Формулы для подсчета геологических запасов нефти по окончании разведочного этапа
для пластово-сводовой залежи
1. Однородный коллектор:
2 о н = |
Z CJ,C2 ^н з.В Н З ^7 • Лэф-Н/г к ° п к о н д ^ “конд 6 ‘ Р » ’ |
2. Однородный коллектор и закономерное изменение по пло щади параметров нефти:
бон -^Е срС з^вга^-А зф .^ ко.Пконд |
£„конд 0F 'P Hf . |
конд |
конд |
3. Неоднородный коллектор и закономерное изменение коллек торских свойств по площади:
б о н = 2 п S Cl,C2 ^НЗ.ВНЗ F ' K.nF k»F ‘ 0 * рн-
4. Неоднородный коллектор и закономерное |
изменение по |
|
площади параметров нефти и коллекторских свойств: |
|
|
б о н = Z „ S c j,C 2 ^НЗ,ВНЗ ^ ' Лэф.Нуг ^o.nF ^HF |
0 F |
РнF• |
5. Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей |
||
между к0тП9кни Аэф- |
|
|
б о н — £ л £ c lfc 2 ^НЗ,ВНЗ ^ * Лэф.нк ^о.п^ ^ |
0 |
.Рн- |
6. Неоднородный коллектор, наличие корреляционных связе между толщиной, пористостью и нефтенасыщенностью, закономер ное изменение параметров нефти по площади:
бон “ 2 пZCl,c2 ZH3,BH3 ^ *Лэф.н^* &о.п/ &HF 0F PHf -
Для газовых залежей формулы аналогичны, но нет разделения на пласты, т.е. остается 2 знака сумм. Для массивных залежей не ве дется дифференциация на нефтяную и водонефтяную зоны, т.е. знак суммы остается один.
ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗВЕДОЧНОМ ЭТАПЕ
ДЛЯ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
К коллекторам сложного типа приурочены наиболее высоко продуктивные залежи. Сложнопостроенный коллектор - это коллек тор карбонатного или терригенного типа, ёмкость которого обуслов лена системой трещин или пустотами трещинно-порового типа.
У карбонатных коллекторов (известняки, доломиты) трещинная или трещинно-поровая пористость развивается вследствие процессов выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации (трещинно кавернозная пористость, трещинно-карстовая), при этом высокая ём