Конспект_2_продовження

h – ефективна нафтонасичена потужність пласта, м; m – коефіцієнт відкритої пористості, част. од.;

н – коефіцієнт нафтонасиченості, част. од.;н – густина нафти у поверхневих умовах, кг/м3;

– перерахунковий коефіцієнт, яий враховує усадку нафти;

де в - об’ємний коефіцієнт пластової нафти.

– коефіцієнт нафтовіддачі, част. од.;

Уформулі (9.1) добуток f·h визначає об’єм покладу; f·h·m – поровий об’єм

покладу (сумарний об’єм відкритих пор, які складають поклад); f·h·m·βн – нафтонасичений об’єм пласта (об’єм нафти в порах пласта); f·h·m·βн·η – об’єм нафти , яка може бути піднята на поверхню при існуючих способах розробки

покладу; f·h·m·βн·θ·η – об’єм нафти, який може бути вилучений на поверхню з врахуванням переходу нафти з пластових умов в поверхневі; f·h·m·βн·ρн·θ·η – запаси нафти у тонах, які можуть бути вилучені з надр на поверхню в результаті експлуатації покладу (тобто промислові або видобувні запаси нафти).

Площу нафтоносності f визначають на основі даних про положення контурів нафтоносності. Для встановлення контурів нафтогазоносності необхідно визначити положення ВНК за даними комплекса промисловогеофізичних досліджень, результатів випробування свердловин і даних аналізу керна.

Ефективну нафтонасичену товщину h визначають переважно за даними промислово-геофізичних методів з врахуванням випробування і аналізу керну. Спочатку необхідно оцінити ефективну товщину, тобто товщину частини розрізу, представлену колекторами, які задовільняють промисловим кондиціям. Інтервали розрізу, які характеризуються значеннями колекторських параметрів нижче кондиційних, не повинні враховуватися при визначенні середніх значень ефективних нафто-, газонасичених товщин. Середню величину нафтонасиченої товщини можна розрахувати або як середньоарифметичну, або як середньозважену по площі.

Середньоарифметичну величину використовують у випадку, коли кількість даних для досліджуваного параметра незначна, або, коли значення цього параметра відносно мало відрізняється. Розраховують її за формулою:

де h1, h2, h3, ···,hn – значення нафтонасиченої товщини по окремих свердловинах;

n - число свердловин.

При бурінні більшої кількості свердловин і наявності тенденції до зміни нафтонасиченої товщини по площі, для визначення середньої її величини

будують карти ефективної нафтонасиченої товщини. При розрахунку середньозваженої нафтонасиченої товщини на одиницю площі покладу використовують формулу:

– площі окремих ділянок пласта, обмежені сусідніми ізопахітами, м2;

h1, h2, h3, ···, hn – середні значення ізопахіт, які відповідають вказаним ділянкам і визначаються як середні величини між двома сусідніми ізопахітами, м.

Коефіцієнт відкритої пористості m визначається на підставі аналізу керну, відібраного з продуктивного горизонту при бурінні свердловин. Але, у зв’язку із малим виносом керну, значні частини розрізу, особливо високопористі, досить часто залишаються недослідженими. Тому, значну цінність представляють результати оцінки коефіцієнту відкритої пористості за допомогою промислово-геофізичних методів.

При оцінці середнього значення відкритої пористості вибір того чи іншого варіанту усереднення залежить від характеру зміни пористості по площі покладу і розрізу, від числа свердловин і розміщення їх на структурі, від кількості визначень по кожній свердловині.

При визначенні середнього значення коефіцієнта пористості необхідно оцінити величину кондиційної межі порід по пористості і виключити з аналізу породи інтервалів, які характеризуються некондиційними значеннями пористості.

Коефіцієнт нафтонасиченості βн визначають лабораторним шляхом при дослідженні керну, відібраного у спеціальних свердловинах, де продуктивні відклади розбурювались із застосуванням безводних (переважно вапняковобітумних) промивних розчинів. Це дозволяє оцінити справжнє співвідношення флюїдів у порах порід. Але таких свердловин недостатньо, тому в нафтогазопромисловій практиці частіше використовують непрямі методи визначення коефіцієнта нафто-, газонасичення. Різними лабораторними методами (центрифуги, напівпроникні мембрани та ін. ) відтворюється кількість зв’язаної води в порах колекторів. При умові, що увесь газ розчинений у нафті, коефіцієнт нафтонасиченості знаходять із співвідношення:

де βв.зв. – коефіцієнт зв’язаної води.

Для визначення величини коефіцієнта нафтогазонасиченості досить часто використовують дані промислової геофізики. Еталонні залежності для кожного пласта при цьому отримують за даними лабораторних досліджень колекторських властивостей насичених колекторів і за замірами геофізичних характеристик керну при різній насиченості їх флюїдами.

Коефіцієнт нафтовіддачі η є відношенням видобувних запасів нафти до початкових геологічних. Точно визначити цю величину для кожного конкретного об’єкта можна тільки в кінці розробки. Величина коефіцієнта нафтовіддачі залежить від ряду факторів: режиму роботи покладу; літологофізичної характеристики колекторів; властивостей насичених колекторів; системи розміщення і кількості свердловин; способів дії на пласт, методів інтерпретації видобутку тощо.

При високій ступені вивченості родовища, прогнозну величину коефіцієнта нафтовіддачі можна визначити, використовуючи коефіцієнти витиснення βвит і охоплення пласта заводненням βохп:

Коефіцієнт витиснення визначається у зразках порід, відібраних із продуктивного пласта. Коефіцієнт охоплення розраховують виходячи з щільності сітки свердловин, співвідношення в’язкості пластової води до нафти та ін. Точність оцінки βохп зменшується із зменшенням числа пробурених свердловин. При малому числі свердловин для орієнтовних оцінок коефіцієнта нафтовіддачі, величини можуть бути прийняті по аналогії з величинами його для вироблених покладів нафти або покладів нафти, які знаходяться у тривалій розробці.

Густину нафти ρн визначають у стандартних умовах (в лабораторії). Для розрахунку беруть середню величину по пласту на основі даних аналізу проб нафти, які відібрані у декількох свердловинах.

Перерахунковий коефіцієнт або величину, обернену об’ємному коефіцієнту пластової нафти, вводять для приведення підрахункових запасів нафти в надрах до стандартних умов на поверхні. Об’ємний коефіцієнт пластової нафти визначають за результатами лабораторного аналізу глибинних проб пластової нафти або непрямим шляхом.

Крім об’ємного методу, для підрахунку запасів нафти використовують

методи матеріального балансу і статистичний.

В основу методу матеріального балансу покладено закон про постійність матерії, тобто початкова кількість нафти (газу) у надрах дорівнює кількості видобутої і залишеної у надрах нафти.

Підрахунок видобувних запасів нафти заснований на даних про зміну пластового тиску і кількісних співвідношень між нафтою і газом (вільним, розчиненим) у процесі розробки (відбору рідини, газу). Тому, до початку розробки у ранні її періоди метод матеріального балансу не застосовується. Крім цього, навіть при достатньо тривалій розробці, його застосування обмежується труднощами у точному визначенні досить значного числа параметрів, які характеризують пластові умови (пластовий тиск, газовміст, температура та ін.). Є і інші обставини (наприклад, дія на пласт), які обмежують використання методу матеріального балансу.

Статистичний метод заснований на статистичних зв’язках між різними показами розробки. Серед них найбільш відомі зв’язки попередніх і наступних дебітів, поточним і накопиченим відбором нафти тощо.

Застосування статистичного методу, як і методу матеріального балансу можливе, тільки після достатньо тривалої розробки. Але, статистичний метод дає значно більш достовірні результати при підрахунку запасів нафти, оскільки необхідні для розрахунку показники розробки достатньо легко, точно і регулярно визначаються в процесі експлуатації. Крім цього, застосування методу не обмежується режимом роботи покладу. Він може бути застосований при будь-якій дії на пласт.

Основними критеріями вибору методу підрахунку запасів нафти є режим покладу і ступінь її вивченості (розвіданості). При виборі методу підрахунку в залежності від режиму необхідно керуватись наступним: при водонапірному режимі можливе застосування об’ємного і статистичного методів; при пружньоводонапірному і змінних режимах - об’ємного і методу матеріального балансу; при режимах газової шапки і розчиненого газу – всіх трьох методів; при гравітаційному режимі – об’ємного і статистичного методів.

Таким чином, найбільш універсальним є об’ємний метод. Але, для пластів із значною літолого-фізичною мінливістю, коли важко визначити достовірні середні значення товщини, пористості та інших параметрів, використання об’ємного методу може бути ускладнено. В цьому випадку дані цього методу доцільно уточнити статистичним методом або методом матеріального балансу в процесі розробки.

Застосування методу матеріального балансу також може ускладнюватися внаслідок нерівномірного розподілу пластових тисків у зв’язку з літологофізичною неоднорідністю пласта. Тоді більш ефективний - статистичний метод.

При виборі методу підрахунку запасів нафти в залежності від ступеня розвіданості покладу (категорій запасів) необхідно керуватись наступним. Об’ємний метод підрахунку запасів можна використовувати на любій стадії розвіданості покладу, статистичний у тих випадках, коли є дані тривалої експлуатації, матеріального балансу – також при наявності даних, які отримані в процесі більш-менш тривалої розробки. Тому, запаси категорій С1 і С2 підраховують об’ємним методом.

Методи підрахунку запасів вільного газу

Серед цих методів розрізняють методи підрахунку запасів вільного газу і методи підрахунку запасів газу, розчиненого в нафті.

Об’ємний метод підрахунку запасів вільного газу

Сутність об’ємного методу підрахунку запасів газу зводиться до визначення об’єму порового простору пласта-колектора в межах покладу газу і в газових шапках. На відміну від нафти, об’єм газу, що міститься в покладі або газовій шапці, крім об’єму порового простору залежить від величини пластового тиску, пластової температури, фізичних властивостей і хімічного складу самого газу.

Всі відомості необхідні для підрахунку запасів газу об’ємним методом отримують у процесі розвідки і пробної експлуатації покладу.

Підрахунок початкових запасів газу об’ємним методом слід проводити за формулою:

де Q вид - початкові запаси газу, млрд.м3; F- площа газоносності, м2;

h - ефективна газонасичена товщина пласта, м; m - коефіцієнт відкритої пористості, част. од.; βг - коефіцієнт газонасиченості, част. од.;

f - поправка на температуру для приведення об’єму газу до стандартної температури:

Z - коефіцієнт стискання газу при початковому пластовому тиску і пластовій температурі;

г – коефіцієнт газвіддачі, част. од.

Значення параметрів F і h, а також коефіцієнтів відкритої пористості m і газонасиченості kг у цій формулі визначаються так само, як і при підрахунку запасів нафти об’ємним методом.

Добуток F h m kг дорівнює об’єму газу в покладі при стандартному тиску. Об’єм газу в покладі стиснутого під тиском P0 в стільки раз перевищує об’єм газу в покладі при стандартному тиску, в скільки P0/Z0 більше Pст, цьому відповідає дріб P0/Z0Pст, що входить в формулу (9.7).

Початковий пластовий тиск у покладі P0 визначається за максимальним тиском, заміряним на гирлі однієї з перших свердловин. Виміри проводять гирловим манометром на гирлі свердловини, яка тимчасово закрита. У виміри вводять поправку на масу стовбура газу у свердловині. Величину початкового пластового тиску P0 розраховують за формулою:

де Pmax – максимальний тиск на гирлі закритої свердловини, заміряний манометром, Па;

е – основа натурального логарифму, дорівнює 2,71; H – середня глибина залягання покладу, м;

ρг – відносна густина газу по повітрю.

Якщо необхідно визначити запаси вільного газу в покладі, який експлуатується, на будь-яку дату, в формулу замість початкового пластового тиску P0 і коефіцієнта надстисливості газу Z0 підставляють значення середнього поточного пластового тиску P і коефіцієнту стисненості Z при поточному пластовому тиску.

Для розрахунку поточного пластового тиску, приведеного на однойменну дату, використовують спосіб середньої кривої або карту ізобар. По карті ізобар, середній поточний пластовий тиск на дату підрахунку визначають шляхом зважування величин тиску по об’єму колекторів.

Чисельні значення коефіцієнту надстисливості Z визначають графічно за дослідними кривими.

Коефіцієнт газовіддачі при підрахунку запасів газу приймають рівним 1 незалежно від режиму покладу та його геолого-промислових характеристик. Однак, практика розробки газового покладу і теоретичних досліджень показують, що повне вилучення запасів газу досягається дуже рідко. На практиці коефіцієнт газовіддачі при підрахунку запасів газу приймають рівним 0,96-0,98. Для ряду американських родовищ коефіцієнт газовіддачі становить

0,85.

Для підрахунку запасів газу і конденсату в газоконденсатних покладах попередньо визначають за формулою (9.7) об’єм пластового газу Vум, приведений до стандартних умов. Цьому об’єму в пластових умовах відповідає об’єм газоконденсатної суміші в однофазовому стані. При вилученні газу на поверхню з нього виділяється рідинна фаза (конденсат), запаси якого підраховуються в тонах, на відміну від сухого газу, об’єм якого визначається в метрах кубічних. Звичайно, цей об’єм повинен бути менший за об’єм пластового газу Vум, приведеного до стандартних умов, на об’єм рідинної фази, перерахований у метри кубічні. У відповідності з вищевикладеним, по газоконденсатним покладам визначають запаси наступних компонентів пластового газу: пентану і вище киплячих (С5+) в тонах і газу без пентану і вище киплячих в кубометрах, а також запаси етану (С2H6), пропану (C3H8) і бутану (C4H10) в тонах; запаси газу без етану і вище киплячих (C2+) у м3.

Розрахунок складу пластового газу проводиться виходячи з 1000 г-молей (або 24,04 м3) від сепарованого газу.

Для розрахунку складу пластового газу на промислі відбирають проби газу після сепарації і визначають склад газу після дегазації у лабораторії. На основі цих даних за спеціальними формулами вираховується процентний вміст кожного компоненту в пластовому газі і його молекулярну вагу Мпл.

Підрахунок запасів вільного газу методом падіння пластового тиску

Підрахунок запасів газу методом падіння пластового тиску базується на залежності між кількістю газу, відібраного у певні періоди часу і падінням пластового тиску в покладі. Вважається, що для газових покладів ця залежність

постійна в часі, тобто кількість газу V, видобутого при зниженні тиску на 0,1 MПа, постійна в процесі всього терміну експлуатації покладу:

де V1, V2 – видобута сумарна кількість газу на першу і другу дату;

p1, p2 – пластові тиски в покладі, відповідно на ці дати; Z1, Z2 – коефіцієнти стискання газу, відповідно при тисках

р1 і р2.

Вважається, що при подальшому зниженні пластового тиску на кожний 0,1МПа від р2 у процесі всього терміну розробки покладу буде видобуватися така ж кількість газу V, можна підрахувати початкові запаси газу за формулою:

де р0 – початковий пластовий тиск у покладі; Z0 – коефіцієнт стискання при цьому тиску.

Таким чином, підрахунок запасів газу методом падіння пластового тиску застосовується, в основному, при газовому режимі роботи покладу. Наявність цього режиму встановлюється шляхом багаторазових розрахунків у різні проміжки часу кількості видобутого газу при падінні тиску на 0,1 МПа, величина якого повинна бути постійною. Вважається, що в покладах із пружньоводонапірним режимом цей метод може використовуватись в період відбору з покладу до 20-30% початкових запасів газу. При збільшенні відборів у поклад починає надходити вода.

Про появу напору води свідчить зменшення темпу падіння тиску в покладі в процесі відбору. В результаті, пропорція між відборами газу і падінням пластового тиску, характерна для газового режиму, буде порушена і кількість газу, відібраного за час падіння тиску на 0,1 МПа, зросте. У зв’язку з тим, що початок поступлення води в поклад чітко встановити не вдається, підрахунок запасів газу методом падіння тиску краще обмежити часом прояву газового режиму в покладі.

При підрахунку запасів газу методом падіння тиску в покладі, повинні бути встановлені висотне положення газоводного контакту і ізольованість покладу. Якщо поклад у якому-небудь пласті гідродинамічнозв’язаний з іншим покладом у суміжному пласті, то отримані в цьому випадку дані про відбори газу і падіння тиску можуть спотворити справжній характер залежності між цими параметрами.

У процесі дослідної експлуатації і розробки покладу необхідно проводити чіткий нагляд за змінами статистичного і робочого тисків в експлуатаційних

свердловинах, статистичних тисків у спостережних свердловинах і статистичних рівнів у п’єзометричних свердловинах.

Зниження тиску в законтурних п’єзометричних свердловинах свідчить про поступлення пластової води в поклад. Дані про середні величини поточних пластових тисків бажано визначати за картами ізобар шляхом зважування тиску по об’єму проникної частини пласта або об’єму порового простору. Для цього необхідно знати площу покладу і характер зміни товщини по площі. Необхідно проводити постійний нагляд за зміною дебітів газових свердловин, складу газу і конденсату (при його наявності).

Підрахунок запасів газу, розчиненого в нафті

Запаси газу, розчиненого в нафті, визначаються при будь-якому режимі для запасів нафти з врахуванням розчиненості газу в нафті r0 при середньому початковому пластовому тиску або з врахуванням середнього початкового (або поточного) газового фактору r.

Якщо в процесі розвідки покладу були відібрані пластові проби, то підрахунок здійснюють із врахуванням величини розчиненості газу в нафті, визначеної при аналізі цих проб. Крім того, для підрахунку запасів можна скористатися даними про величини середніх початкових (або поточних) газових факторів. При цьому необхідно керуватися наступним: якщо r більше r0, то для розрахунку беруть величину розчиненості газу в нафті r0; якщо r менше r0, то підрахунок запасів проводять із врахуванням газового фактора r. Таким чином:

де Vбал – запаси газу, розчиненого в нафті; Qбал – запаси нафти;

Г0 – розчиненість газу в нафті; Г – газовий фактор.

На величину видобувних запасів газу, розчиненого в нафті, впливає режим покладу. При водонапірних режимах пластові тиски і газові фактори незмінні в часі. Тому, у відповідності з умовами попередніх формул:

категоріями запасів нафти.

Підрахунок запасів супутних корисних копалин

Вивчення (геологічне, фізико-хімічне, технологічне та економічне), облік і залучення в промислове освоєння поряд з основними і супутних корисних копалин та пов’язаних з ними цінних компонентів, підвищують повноту використання надр та економічний потенціал родовищ, сприяють створенню безвідходної і маловідходної технології переробки мінеральної сировини і охороні навколишнього природного середовища.

Групування супутних корисних копалин і компонентів

До супутних корисних копалин відносяться мінеральні комплекси (гірські породи, руди, підземні води, розсоли), видобуток яких при розробці основної корисної копалини і використання в народному господарстві економічно доцільні.

До супутних компонентів відносяться заключені в корисних копалинах мінерали, метали та інші хімічні елементи і їхні сполуки, які не мають визначального значення для промислової оцінки родовищ, але при переробці корисних копалин можуть бути рентабельно видобуті та використані в народному господарстві, а саме:

-підземні води, які містять підвищені концентрації йоду, брому, бору та інших корисних компонентів, а також придатні для водопостачання або бальнеологічних цілей;

-компоненти, які містяться в нафті і горючих газах та виділяються при видобуванні (сепарації) у самостійні продукти (розчинений газ та конденсат);

-різного роду домішки сірка (у формі сірководню та інших сірчистих сполук), іноді ванадій, титан, нікель, аргон, гелій, азот і вуглекислий газ, іноді ртуть.

Етан, пропан і бутан, що часто входять до складу газу в промислових концентраціях є дефіцитною сировиною для виробництва зріджених газів і продукції нафтохімічної промисловості, повинні розглядатись і вивчатись як супутні компоненти.

Запаси супутних компонентів підраховують роздільно в контурах запасів утримуючих їх корисних копалин. Віднесення запасів супутних компонентів до тієї чи іншої категорії визначається ступенем їхньої вивченості, характером розподілу, формами перебування і технологією вилучення. Ступінь вивченості супутних компонентів, які містяться у нафті, розчиненому і вільному газі, повинна відповідати ступені вивченості (категорії) запасів нафти і газу, що містять ці компоненти.

Геологорозвідувальний процес

Геологорозвідувальний процес (ГРП) — це сукупність послідовних взаємопов'язаних виробничих геолого-геофізичних робіт і наукових досліджень, які забезпечують вивчення земних надр з метою відкриття, геолого-економічної оцінки та підготовки до розробки родовищ нафти і газу.

Геологорозвідувальний процес характеризується стадійністю, тобто певною послідовністю геологічного вивчення надр досліджуваної території від початку її вивчення до відкриття родовищ нафти і газу та вирішення питання про передачу їх в промислове освоєння (розробку). Така стадійність вирізняється поступовим наближенням до вирішення кінцевої мети, що забезпечує найраціональніше використання сил і коштів, які витрачаються на пошуки та розвідку нафтових і газових родовищ. Відкриття, розвідка та підготовка до розробки нафтових і газових родовищ забирають багато часу. Залежно від стану вивченості нафтогазоносності надр у геологорозвідувальному процесі на нафту і газ виділяють три послідовних етапи: регіональний, пошуковий і розвідувальний з поділом їх на стадії. На початковій стадії відбувається вивчення надр великих територій. На наступній стадії вибираються райони зі сприятливими для формування і збереження покладів нафти і газу геологічними умовами, в яких проводиться пошук пасток. Після виявлення таких пасток здійснюється безпосередній пошук скупчень нафти і газу, а після одержання промислових припливів вуглеводнів — розвідка встановлених покладів.

Види, обсяги робіт і методи досліджень, що використовуються на окремих етапах і стадіях, мають складати раціональний комплекс, який забезпечує вирішення основних геологічних завдань з мінімальними витратами зусиль і коштів у конкретних геологічних і геоморфологічних умовах, а також відповідати чинним законодавчим і нормативним документам, що регламентують їх проведення.

Кожний етап чи стадія переслідують певну мету і передбачають вирішення низки конкретних завдань. На всіх етапах і стадіях ГРП здійснюється геолого-економічна оцінка проведених робіт на основі оцінки ресурсів і підрахунку запасів нафти і газу.

В основу принципової моделі ГРП покладені визначальні завдання, які утворюють комплекс елементів, потрібних для досягнення мети геолого - розвідувальних робіт на нафту і газ. Ці завдання передбачають проведення функціональних процедур, які реалізують у певній послідовності:

•вивчення основних рис геологічної будови значного геоструктурного елемента;

•виділення зон можливого нафтогазонагромадження;

•виявлення (пошук) у межах виділених зон локальних нафтогазоперелективних об'єктів (структур);

•установлення наявності пасток нафти і газу;

•підготовка виявлених НГПО до розкриття перспективних горизонтів;

•випробування нафтогазоперспективних горизонтів у свердловинах (одержання промислових припливів нафти чи газу);

•оцінка значущості відкритих покладів нафти і газу;