МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

« ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Картопостроение и подсчет запасов нефти объемным методом методические указания

к лабораторным занятиям и самостоятельной работе по дисциплине "Проектирование и анализ разработки

Нефтяных месторождений"

для студентов очного и заочного обучения по специальности:

130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Часть 1

Тюмень 2011 г.

Утверждено редакционно-издательским советом

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

© Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Тюмень 2011

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие методические указания предназначены для изучения студентами методики объемного метода подсчета запасов нефти и растворенного газа, основных принципов обработки информации и основных понятий, используемых в процессе подсчета запасов.

В данных методических указаниях излагаются некоторые методы обработки информации для построения карт и подсчета запасов нефти объемным методом, в том числе координат скважин, отметок глубины залегания кровли и подошвы продуктивного пласта, глубины залегания водонефтяного контакта, и др.

Задания, предложенные в данной работе, направлены на расширение представления студентов о таких элементах проектирования разработки нефтяных месторождений, как построение графических карт и подсчет начальных запасов нефти, о закономерной зависимости получаемых в процессе подсчета запасов нефти результатов от качества входящей информации, а также на овладение основными терминами и понятиями, используемыми при этом. В результате выполнения заданий студент должен изучить и освоить методики основных расчетов, применяемых при построении карт и подсчете запасов.

1. Общие сведения

1.1. Сущность объемного метода

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандарт­ным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного простран­ства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизон­тальной проекции площади залежей нефти на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, на среднее значение коэффици­ента открытой пористости и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегази­рованной при стандартных условиях, используется среднее значе­ние пересчетного коэффициента , учитывающего усадку нефти.

Подсчет балансовых запасов нефти, содержа­щихся в залежи, производится объемным методом по формуле:

Q_Н^БАЛ=F∙H∙K_П ∙К_Н ∙ ∙, (1)

где Q_Н^БАЛ - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м³;

H - нефтенасыщенная толщина, м;

K_П - коэффициент пористости, д.ед.;

К_Н - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

 - пересчетный коэффициент, д.ед.;

 - плотность нефти в стандартных условиях, т/м³.

При этом вы­ражение F∙H определяет объем коллекторов залежи, F∙H∙K_П - объем пустотного пространства пород, F∙H∙K_П∙К_Н - объем пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выяв­лении особенностей геологического строения залежи и объектив­ном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т.п.. По существу объек­тивное выявление каждого из перечисленных факторов представ­ляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточно­стью и низким качеством фактических данных.

Запасы растворенного газа определяются умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (м³/т).