- •Картопостроение и подсчет запасов нефти объемным методом методические указания
- •Нефтяных месторождений"
- •130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Часть 1
- •1. Общие сведения
- •1.1. Сущность объемного метода
- •1.1.1. Площадь нефтеносности
- •1.1.2. Средние нефтенасыщенные толщины
- •1.1.3. Коэффициент открытой пористости
- •1.1.4. Коэффициент нефтенасыщенности
- •1.1.5. Плотность нефти
- •1.1.6. Пересчетный коэффициент
- •1.1.7. Газовый фактор
- •1.2. Категорийность запасов
- •1.3. Геометризация залежей нефти
- •1.3.1. Построение структурных карт
- •1.3.2. Обоснование положения флюидальных контактов
- •1.3.3. Построение карт общих, эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных толщин
- •1.4. Подсчет запасов нефти на разных стадиях изученности
- •1.4.1. Подсчет запасов на стадии поиска
- •1.4.2. Подсчет запасов на стадии оценки
- •1.4.3. Подсчет запасов по завершении разведочного этапа
- •1.4.4. Особенности подсчета запасов на разрабатывающихся залежах
- •2. Задание для выполнения лабораторной работы
- •3. Порядок выполнения лабораторной работы:
- •1. Построение структурной карты по кровле пласта
- •2. Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин
- •3. Подсчет начальных запасов нефти объемным методом
- •4. Вопросы к защите лабораторной работы.
- •5. Приложения
- •6. Заключение
- •7. Список литературы
- •8. Оглавление:
- •Издательство
- •625000, Г. Тюмень, ул. Володарского, 38
- •625039, Г. Тюмень, ул. Киевская, 52
- •Картопостроение и подсчет запасов объемным методом методические указания
- •130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Часть 1
1.1.1. Площадь нефтеносности
Площадь нефтеносности для каждой залежи определяется исходя из принятых отметок ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Структурные карты по кровле коллекторов составлены в масштабе 1:25000, исходя из отметок кровли верхнего и подошвы нижнего проницаемых прослоев продуктивных пластов.
При структурных построениях учитываются все скважины, числящиеся на балансе месторождения, а также могут привлекаться скважины, расположенные за пределами границ лицензионного участка и числящиеся на соседних месторождениях. Границы залежи в приконтурных скважинах проводятся с учетом характера насыщения конкретно по каждой скважине.
Достоверность определения площадей нефтеносности для залежей определяется, прежде всего, достоверностью структурных карт по кровле (подошве) коллекторов, а для залежей с литологическим экраном - от достоверности этого экрана.
Внешние и внутренние контуры нефтеносности проводятся на структурных картах соответственно по кровле и подошве коллекторов, исходя из принятых при подсчете запасов положений ВНК по ближайшим скважинам.
Замеры площадей проводятся раздельно по зонам (нефтяная, водонефтяная), по участкам с запасами разных категорий (С1, C2), с учетом карты водоохранных зон.
1.1.2. Средние нефтенасыщенные толщины
Выделение эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов проводится с использованием всего комплекса геолого-геофизической информации, проведенного для каждой скважины на отдельном планшете с увязкой по глубинам в масштабе 1:200. Там же, кроме диаграмм ГИС, приводятся результаты испытания скважин, вынесенный керн, согласно описанию, и средние значения открытой пористости по данным лабораторного исследования керна. После нанесения керна и первичному описанию проводится увязка его с каротажными диаграммами с целью определения его истинного положения в разрезе. В качестве количественных критериев разделения пород на коллекторы и неколлекторы используются критические (граничные) величины фильтрационно-емкостных свойств.
При увязке керна с каротажем учитываются и другие лабораторные определения, выполненные на образцах керна: остаточная водонасыщенность, карбонатность и гранулометрический состав. Все определения физических свойств, сделанные на образце керна, характеризующие проницаемые разности и вошедшие в выделенные интервалы коллекторов, используются при оценке средних значений параметров продуктивных пластов. Отбивка границ проницаемых прослоев производится на геолого-геофизических разрезах с точностью ±0,2 м. В соответствии с этим выделяются все проницаемые прослои толщиной 0,4 м и более.
Отнесение выделенных эффективных толщин к нефтенасыщенным проводится с учетом всех имеющихся данных, прежде всего количественной интерпретации ГИС и опробования. В случаях, когда установление характера насыщения по этим данным было невозможно из-за малой толщины, нефтенасыщенными считались проницаемые прослои, залегающие выше ВНК, принятого по данному объекту.
По результатам определения суммарной толщины в скважинах по каждому подсчетному объекту строятся карты эффективных нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит чаще всего через 1 м, 2 м или 4 м.