Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

1-26

.docx
Скачиваний:
17
Добавлен:
13.02.2015
Размер:
35.17 Кб
Скачать

1)В настоящее время в России действует временная классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа утвержденных приказом МПР РФ. Она устанавливает во первых единые для РФ принципы подсчёта и гос учёта запасов месторождений и прспективных ресурсов нефти и газа в недрах по степени их изученности, во вторых условий опред подготовленность месторождений для промышленного освоения, в третьих основные принципы оценки прогнозных ресурсов НиГ. Запасы – масса нефти и конденсата или объём газа на дату подсчёта. Запасы и перспективы ресурсов подсчитываются и учитываются в гос. балансе запасов ПиРф по результатам ГГР. Прогнозные ресурсы оцениваются в пределах крупных регионов, акваторий, НГ провинций и райнов, данные о них используют для проектирования поисковых работ.

2)категория А. Запасы залежи, или её части которая изучена детально, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефти и газа насыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств по площади и разрезу залежи, нефте и газонасыщенности пластов, состава и свойств нефти и газа и конденсата, а также основных особенностей залежи от которых зависит условия её разработки, режим, продуктивность скважин, пластовое давление, дебеты, гидро и пьезопроводность. Запасы категории А подсчитывают по залежи разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождений. Зап. Категории А выделяют для залежи разбуренной в соответствии с утверждённым проектом разработки до границ залежи.

3)категория Б. Запасы залежи или её части НГносность которой установлена на основании получивших промышленных притоков Н и Г в СКВ. На различных гипсометрических отметках. Тип,форма и размеры залежи, эффективная и НГнасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, Н и Гнасыщенность, состав и свойства УВ, стандартных и пластовых условиях, всё это определяет условия её разработки и изучены в степени достаточной для составления проекта разработки залежей. Зап. Категории В подсчитываются по залежи или её части разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения. Зап. Категории В выделяют для залежи разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки до границ залежи.

4)категория С1. Запасы залежи или её части НГносность которой установлена на основании получивших в СКВ.промышленных притоков Н и Г и положительных результатов геоф. И геол. Исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания коллекторов установлено по результатам бурения поисковых, разведочных, реже эксплуатационных СКВ. И проверенными для данного района методами геол. И геофиз. Исследованиями. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, Н и Гнасыщенность, эффективная Н И Гнасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалу ГИС. Состав и свойства пластовых УВ флюидов изучены в стандартных и пластовых условиях по данным опробования. По НГ залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Гидрогеологические условия изучены по результатам бурения. Зап. Категории С1 выделяют: для разведанной залежи, до контура залежи проведенного по результатамопробования и материалам ГИС. Для участка около первой скважины с прмышленным притоком в радиусе равном удвоенному расстоянию между доб. СКВ. Исток применяемых в данном районе на залежах сходного строения.

5)категория С2. Запасы залежи или её части наличие которых обусловлено данными геол. И геофиз. Исследований: в разведанных частях залежи, примыкающим к участкам с запасами более высоких категорий, в неопробованных залежах разведанных месторождений. Такие запасы выделяют в вышележащих или разведанных пластах в разведанных мест. По С1. Форма и размеры залежи, условия залегания, свойства пластовых флюидов определённые в общих чертах по результатам геол. И геоф. Исследований с учётом данных по более изученной части залежи, либо по аналогии с соседним месторождением. Зап категории С2 используют: для определения перспектив месторождения и планирования ГГР, а также проведение всех гефизических исследований при переводе СКВ. На вышележащие пласты. Запасы С2 частично используются при составлении проектных документов на разработку залежей.

7)При подсчёте запасов подсчитываются и учитываются во первых геологические запасы: количество нефти, газа и конденсата содержащиеся в недрах. Во вторых извлекаемые запасы – часть геол. Запасов, извлечение которых на дату посчёта экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных тех. Средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

8)Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и газа подразделяются на: уникальные (более 300 млн. т нефти и более 500 млрд. газа м3), крупные (от 60 до 300 нефти, и от 75 до 500 газа), средние (от 15 до 60 нефти, от 40 до 75 газа), мелкие ( менее 15 нефти, менее 40 газа).

9)По сложности геологического строения выделяются месторождения:

1)Простого строения – однофазные залежи связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и по разрезу.

2)Сложного строения – одно или двухфазные залежи характеризующиеся либо невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу либо наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо наличием тектонических нарушений.

3)Очень сложного строения – одно и двухфазные залежи характеризуются наличием литологических замещений или тектонических нарушений и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств пластов.

10)По начальному фазавому состоянию и составу основных УВ соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные

К однофазным залежам относятся: нефтяные приуроченные к пластам коллекторам содержащим нефть насыщенную газом в различной степени. Газовые или газоконденсатные залежи приуроченные к коллекторам содержащим газ или газ с УВ конденсатом.

К двухфазным относят залежи приуроченные к пластам коллекторам содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (неоднор. Залежь с газовой шапкой либо газовая зележь с нефтяной оторочкой)в отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать конденсат. По отношению V нефтенасыщенной части залежи к V всей залежи двухфазные залежи подразделяются: 1) Нефтяные с газовой и газоконденсатной шапкой К=Vн/Vн+Vг, когда К>0.75 2)Газовые и газоконденсатнонефтяные 0,5 <К<0,75 3)Нефтегазовые и нефтегазоконденсатные 0,25<К<0,5 4) Газовые и газоконденсатные с нефтяной оторочкой К<0,25

11)1)Запасы месторождений и перспективных ресурсов нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы Н и Г оцениваются в единицах массы, тысячах тонн.2)Запасы месторождений и перспективные ресурсы горючего газа подсчитываются и учитываются, а прогнозом оцениваются в единицх объёма.3)Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные оцениваются отдельно по нефти, газу и конденсату.4)Подсчёт и учёт запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов проводится при услоиях приведенных к стандартным (0.1МПА, 20С) 5) Подсчет запасов Н, г, конденсата и содержащихся в них компонентов производят раздельно для газовой, Н, Г-Н, водонефтяной зон, для различных типов коллекторов.6)Запасы содержащиеся в Н и Г компонентов имеющих промышленное значение подсчитываются в границах запасов Н иГ.

12)Разведанные месторождения или залежи либо их части считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий:1)геологические и извлекаемые запасы Н, К, геологические запасы Г и содержащиеся в них компоненты имеющие промышленное значение, утвержденные гос комиссией по запасам федерального агенства на недропользование.2)утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, геологические запасы газа а также запасы компонентов используемые для проектирования предприятий для добычи должны составлять не менее 80% категорий А, Б, С1 в сумме и до 20% С2 3)в районе разведанного месторождения должна быть оценена сырьевая база строительных материалов и возможные источники технического и хоз питьевого назначения для водоснабжения.4)Имеются сведения о наличии в разрезе поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы для сброса промышленных и других сточных вод.5)Составлена рекомендация по рпедотвращению загрязнения окружающей среды. В тех случаях когда в результате доразведки на разрабатываемом месторождении запасы категории А+Б+С увеличиваются либо уменьшаются на 20% должен быть произведен пересчет запасов и переутверждение

15)На любой стадии изученности залежи процесс подсчёта запасов объёмным методом включает комплекс работ которые выполняются в опр последовательности:1)детальную корреляцию разрезов скважины с целью выделения горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разрезов между ними, а также прослеживание их по площади залежи.2)выделение в разрезе скважины пород коллекторов, определение их параметров и свойств насыщающих их флюидов, определение коллекторских свойств отложений, параметров нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальных пластовых температур и давлений.3)построение статистической модели залежи и подсчёт запасов в соответствии со степенью её изученности на этом этапе предусматривается: а)обоснование отметок ВНК залежи б)обоснование и выделение границ залежи и подсчётных объектов, а так же их геометризация в)обоснование параметров подсчёта г)обоснование границ категории запасов д)составление подсчётного плана г)подсчёт запасов по каждому объекту и залежи в целом ж)обоснование КИН и подсчёт извлекаемых запасов

14)Этот метод является универсальным и применяется на любой стадии геологического изучения или промышленного освоения залежи независимо от её режима и иных особенностей глубинного строения является основным методом. Сущность метода заключается в определении массы нефти приведенной к стандартным условиям в насыщенном ей объёме пустотного пространства пород коллекторов слагающих залежь или её часть. Qн=F*h*Kп*Kн*0*Pн

13)Основным графическим документом при подсчёте запасов является подсчётный план. Он составляется на основе структурной карты кровли, подошвы или иной поверхности продуктивного пласта либо хорошо прослеживающегося ближайшего репера, расположенного не более чем на 10м выше или ниже продуктивного пласта. Масштаб подсчётного плана чаще всего бывает от 1:5000 до 1:50000. Зависит от размера и сложности геологического строения залежи. На структурную карту наносят внешние и внутренние контуры нефти и газоносности.

16. Обоснование подсчетных параметров при подсчете запасов нефти объемным методом.

при подсчете запасов нефти объемным методом по нефтяным объектам - данные по обоснованию и расчетам площади нефтеносности (в соответствии с принятыми положениями ВНК и ГНК, линий выклинивания или замещения пород-коллекторов продуктивного пласта), эффективной нефтенасыщенной толщины и объему нефтенасыщенных пород, среднего коэффициента открытой пористости (трещиноватости, кавернозности), среднего коэффициента нефтенасыщенности, средних значений плотности нефти, пересчетного коэффициента, газосодержания нефти в пластовых условиях. Сопоставляются средние значения пористости (трещиноватости, кавернозности) и нефтенасыщенности, определенные разными методами;

17. Метод материального баланса при подсчете запасов нефти (сущность, уравнение).

Основан на изучении изменения физических параметров пластовых флюидов и породы- коллектора в зависимости от изменения пластового давления в процессе разработки.

Применение этого метода требует тщательного изучения залежи с начала разработки. Для этогонеобходимо систем-ки измерять пластвое давление в скв. , вести отбор и анализ глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, а так же осуществлять строгий учет добычи жидкостей и газов.

Вывод уравнения материального баланса основан на изучении соотношений между запасами нефти первоначально содержавшемся в залежи на дату подсчета.

В соответствии с этим положением уравнение материального баланса базируются на законе сохранения материи . метод яв-ся динамическим в отличии от объёмного метода. При его применении состояния залежи рассматривается в зависимости от отборов жидкости газов и падения пластового давления

Формула жданова

18. Уравнение материального баланса при подсчете запасов нефти в условиях упруговодонапорного режима.

При естественном упруговодонапорном режиме существует те же условия что и при замкнуто упругом, за исключением того что в залежах внедряется пластовая вода и идет её добыча

Qно=

19. Уравнение материального баланса при подсчете запасов нефти в условиях упругого (замкнуто-упругого) режима.

Qно=

20. Уравнение материального баланса при подсчете запасов нефти в условиях газонапорного режима.

В случае проявления в залежах естественного газонапорного режима газовой шапки газа и воды в залежах не производится

WI=0, q=0, W=0, w=0, βн =0, βв=0

21. Уравнение материального баланса при подсчете запасов нефти в условиях режима растворенного газа.

Режим растворенного газа в условиях его проявления ПВ в залежь не поступают естественная природная газовая шапка отсутствует закачка газа и воды не производится добыча воды не производится WI=0, q=0, W=0, w=0, βн =0, βв=0,q=0

Qно=

23.Определение остаточных извлекаемых запасов нефти по кривой снижения добычи.

Для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти в объектах, эксплуатирующихся при режимах истощения, на поздней стадии разработки может быть применено уравнение

qн.ф (τ) = m × exp (- c × τ)

(5)

где qн.ф – годовой отбор нефти в пластовых условиях, млн. (тыс.) т;

m, с - постоянные коэффициенты, определяются для периода снижающейся добычи нефти по методу наименьших квадратов;

τ – продолжительность периода снижения добычи, годы.

Приемлемость этого уравнения для рассматриваемых условий объясняется тем, что при режимах истощения залежей нефти снижение добычи нефти во времени обычно имеет более монотонный характер, чем при эксплуатации залежей в период обводнения добываемой жидкости при водонапорном режиме.

Остаточные извлекаемые запасы дегазированной нефти (в тоннах) в объекте находятся по формуле

Qн.ост.извл = (1 / с) × [exp (- c × τф) – qн.п.р] × (δн.дег / ωн)

(6)

где τф - фактическое время разработки объекта от момента, когда наблюдался максимальный отбор нефти из объекта;

qн.п.р – предельно рентабельный годовой отбор нефти (в пластовых условиях), м3;

δн.дег – плотность дегазированной нефти

ωн - Величина qн.п.р в данном случае устанавливается исходя из Правил разработки нефтяных месторождений для средней скважины:

qн.п.р = qскв.п.р × D × 365 φэ

(7)

где qскв.п.р - предельно рентабельный конечный дебит нефти по средней скважине объекта, зависящий от ее глубины и предельной себестоимости добычи нефти;

D - количество добывающих скважин, ожида­емое на конец разработки объекта;

φэ - среднегодовой коэффициент эксплуатации скважин объекта.

24. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти по зависимости произведения накопленной добычи на время от времени.

Определение начальных извлекаемых запасов нефти по объекту, эксплуатирующемуся на поздней стадии разработки на режиме истощения, может производиться по зависимости А. В. Копытова

Qн × τ = α × τ - β

где α, β - постоянные коэффициенты для рассматриваемого объекта, которые находятся по данным заключительного прямолинейного отрезка зависимости (рис. 2) с помощью метода наименьших квадратов:

Рис.2. Кривая зависи­мости произведения на­копленной добычи нефти на время Qн × τ от време­ни

1 - фактические данные; 2 - ап­проксимация прямолинейной за­висимости

Величина остаточных извлекаемых запасов нефти определяется из соотношения

Qн.ост.извл = α - Qн.ф (τ)

25. Коэффициент извлечения нефти.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) – определяется отношением начальных извлекаемых запасов нефти в залежи к ее начальным геологическим запасам и выражается в долях единицы. При представлении отчета по подсчету запасов нефти на государственную экспертизу к нему обязательно прилагаются материалы по технико-экономическому обоснованию (ТЭО) КИН.

ТЭО КИН выполняется:

- для разведанных месторождений – по результатам геологоразведочных работ;

- для разрабатываемых месторождений – по данным доразведки и результатам разработки всего месторождения или его части.

Расчетные варианты различаются между собой объединением отдельных пластов (залежей) в эксплуатационные объекты, системами размещения и плотностью сеток скважин, способами воздействия на залежь, очередностью и темпами разбуривания эксплуатационных объектов.

Коэффициент извлечения нефти (нефтеотдачи) – это величина, показывающая

Кин (нефтеотдачи) – это величина, показывающая, какая часть геологических запасов нефти, содержащихся в залежи, извлечена или может быть извлечена из залежи.

КИН обосновывают для каждого эксплуатационного объекта, входящих в него подсчетных объектов, для каждой залежи и месторождения в целом по разведанным и предварительно оцененным категориям запасов.

В практике нефтепромысловой геологии существует понятие коэффициента конечной нефтеотдачи (ККН). Это величина, показывающая, какая часть геологических запасов нефти может быть извлечена из недр при применении существующих в настоящее время методов разработки без учета экономической составляющей.

Известно, что величина ККН в значительной степени зависит от режима нефтяной залежи. В настоящее время отсутствуют методы точного определения отдающих возможностей продуктивного пласта. Наиболее разработан вопрос обоснование ККН при водонапорном режиме

При этом ККН (η) определяют как разность между начальным объемом нефти в залежи (Q0) и объемом остающейся в пласте нефти по завершении разработки (Qост):

η = Qост / Q0 = 1 - λ

26. Объемный метод подсчета запасов свободного газа. Обоснование термического и барического коэффициентов.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти приведенной к стандартным условиям, в насыщенной в ней объёма пустотного пространства породы коллектора слагающих залежь или ее часть.

Подсчет геологических запасов свободного газа проводят по уравнению

Qгеол = F × hг × kп × kг × θ×

где Qгеол – геологические запасы свободного газа, млн. м3;

F – площадь залежи, тыс. м2; hг – вертикальная эффективная газонасыщенная толщина, м;

kп – коэффициент открытой пористости, доли единицы; kг – коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

kр – барический коэффициент; kt – термический коэффициент.

Извлекаемые запасы свободного газа рассчитываю по формуле

Qизвл = Qгеол × ηг

где Qизвл – извлекаемые запасы свободного газа, млн. м3;

ηг – коэффициент газоизвлечения, доли единицы.

Произведение барического kр и термического kt коэффициентов используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи, к стандартным условиям.

kр = (Р0 × α0 – Рост × αост) / Рст

(1)

kt = (Т0 + tст) / (Т0 + tпл)

(2)

где Р0 - среднее начальное пластовое давление в залежи (ее части), МПа;

α0 - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сверхсжима­емости реальных газов Z0 при давлении Р0 : α0 = 1 / Z0;

Рост - среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин будет равно стандартному, МПа;

αост - соответствующая Рост поправка на сверхсжимаемость реальных газов, равная 1 / Zост;

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]