лаба 1 подсчет запасов

Федеральное агентство по образованию

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Геологии и разведки НГМ»

Лабораторная работа №1

по курсу: « Методы подсчета запасов нефти и газа»

«Подсчет запасов нефти объемным методом »

Вариант №1

Выполнили: ст. гр. ГЛ-08-02 Грищенко С.Ю.

Мередов. А.А

Проверил: Каждан М.В.

Уфа 2012

Цель лабораторной работы - изучении методики подсчета запасов нефти объемным методом. Сравнить результаты, полученные по запасам нефти 2Dмодели и 3D модели.

Подсчет запасов – комплекс научных исследований по обобщению данных геолого-разведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождениях и направленных на создание объективных геологических моделей залежи, в соответствии со степенью их изученности и на основе которых различными методами определяется количество полезных ископаемых и содержащихся в них полезных попутных компонентов.

Объемный метод подсчета запасов впервые в мире был разработан в 1888 г. российским геологом А. М. Коншиным. Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород коллекторов слагающих залежи нефти и газа или их части.

Это основной метод подсчета запасов нефти, позволяющий проводить расчеты запасов по нефтяным пластам, работающем при любых режимах и любой стадии разведанности. Существует несколько вариантов объемного метода: собственно объемный, объемно-статистический, гектарный, объемно- весовой и метод изолиний.

На практике применяется собственно объемный метод при его использовании исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем можно определить зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Основная формула подсчета запасов нефти:

Q_i=F∙h∙m∙β∙ρ∙θ,

Где Q_i - запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h — средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m — средний коэффициент открытой пористости, доли единиц;

β — средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;

ρ — плотность нефти на поверхности;

θ — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при извлечении её на поверхность, доли единиц.

Необходимо сравнить данные по подсчету запасов нефти, подсчитанных в 2D модели, с запасами, подсчитанных в 3D модели. В процессе подсчета использовалась программа Irap RМS 2009.

Ход работы: Даны результаты подсчёта запасов 2D в программе Surfer пласта КВ1, с ними и будем сравнивать наши полученные результаты подсчёта запасов 2D и 3D-модели в программе Irap RMS.

Рисунок 1 – Карта пористости по пласту КВ₁ Красноярска-Куединского месторождения

Рисунок 2 – Карта толщин по пласту КВ₁ Красноярска-Куединского месторождения

Рисунок 3 – Карта нефтеносности по пласту КВ₁ Красноярска-Куединского месторождения

Рисунок 4 – Карта полученная путем перемножение выше приведенных карт пласта КВ₁ Красноярска-Куединского месторождения

В программе Irap RMS даны карты пористости, начальной нефтенасыщенности и дана площадь залежи. В программе перемножаем эти карты и умножаем их на плотность нефти в поверхностных условиях и коэффициент усадки нефти, получаем объем запасов по 2D модели. Результаты заносим в таблицу.

Чтобы посчитать запасы по 3D нам даны коэффициент пористости, коэффициент нефтенасыщенности, площадь залежи, плотность нефти в поверхностных условиях и коэффициент усадки. Перемножаем их и получаем объем запасов по 3D модели. Полученные результаты вносим в таблицу.

Далее сравниваем объемы запасов полученных нами и объемы запасов эталонные.

	F, тыс. м2	h, м	Кп	Кн	Q, тыс. т.
Эталон	152525	4,17	0,16	0,7	42202
2D	152392	3,31	0,08	0,57	45512
3D	154000	2,7	0,16	0,66	34830

Выводы:

1. Границы между 2D и 3D отличаются, тем самым и запасы сильно завышены.

2. Так как пористость, проницаемость и эффективная мощность различается между моделями, надо уточнить и пересчитать эти коэффициенты.

3. Проверить правильно ли загрузили в базу данных интерпретации, и проверить правильность построение кубов.

4. Расхождение между 2D и эталонными показателями составляет(7.27%), расхождение меньше 5% запасы верны.

5. Расхождение между 2D и 3D модели составляет(23.5%), расхождение больше 5% запасы не верны.