НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако, как и любые корреляционные зависимости, они являются приближенными и характеризуются определенной погрешностью. При этом следует иметь в виду, что наиболее надежные результаты дают левые и центральные части кривых, менее надежные - правые, проведенные условно по аналогии с другими графиками.

При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости (например, для проницаемости 50 и

-15 2 100-10 м ) следует брать отсчеты по обеим зависимостям и значение

нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчетов. При определении коэффициентов нефтеотдачи по данным графикам следует пользоваться только приведенными на них кривыми, не прибегая к их интерполяции и экстраполяции. Метод интерполяции между приведенными кривыми исключается ввиду того, что эти кривые показывают зависимость величины нефтеотдачи от соотношений вязкостей нефти и воды не для какого-то отдельного значения проницаемости, а для ее интервалов. Метод экстраполяции предлагаемых кривых не рекомендуется ввиду того, что область больших соотношений вязкостей нефти и воды не подтверждена фактическими данными зависимости между указанными параметрами, и характер этой зависимости в данной области может быть иным, чем в области меньших соотношений вязкостей нефти и воды.

Прогноз текущей и конечной нефтеотдачи с использованием комплексных показателей неоднородности.

Авторами изложенной выше методики на основании обобщения большого геологического материала показано, что при одних и тех же вязкости нефти и проницаемости пласта величина конечной нефтеотдачи существенно зависит от неоднородности пласта, чем и объясняется неоднозначность ее прогноза. Для исключения этого недостатка созданы геологопромысловые модели с использованием комплексных показателей неоднородности для объектов III и IV иерархических уровней.

Применение /Сцеод характеристики объекта разработки при прогнозе конечной

нефтеотдачи регламентировано РД 39-1-199-79 . Используя /Сцеод

в качестве обобщенной геолого-физической характеристики и используя данные о текущей и конечной нефтеотдаче объектов, находящихся в поздней стадии разработки, с помощью

-168-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

книlдншп

Рис.35. Пример графо-аналитического выражения простейшей геологопромысловой адаптационной модели для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи. Шифр кривых - обводненность продукции, %

регрессионного анализа получены простые статистические модели, позволяющие прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачу при различной обводненности продукции в случае вытеснения нефти водой.

Аналитическое выражение модели:

(7.8)

где Ay (t) - свободный член линейного уравнения в

фиксированный момент времени; B(t) - коэффициент при геологотехнологических параметрах на фиксированный момент времени;

k комплексный показатель неоднородности; А:зап

коэффициент запаса нефти, приходящегося в среднем на одну скважину, равный отношению бфакт. на скв. ^300 тыс.т.

На рис.35 дано графическое отображение модели при обводненности продукции от 10 до 98 %. Технология разработки в некоторой мере учитывается с помощью коэффициента запаса, который вводится при превышении величины запасов нефти, приходящихся на скважину, свыше 300 тыс.т, а его введение по физическому смыслу характеризует увеличение геологической неоднородности дренируемого скважиной объема.

Приведенная на рис. 35 модель - простейшая из серии адаптационных геологопромысловых моделей АГПМ (М.А. Токарев. Комплексный геологопромысловый контроль за

- 169-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.:"Недра", 1990). АГПМ могут быть использованы для объектов на любом иерархическом уровне.

Плотность нефти определяют в стандартных условиях (в лаборатории). Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.

Пересчетный коэффициент в. или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти Ь, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем.

Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и ,др.). Есть и другие обстоятельства (например, воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущими и накопленными отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленными отборами нефти и т.п.

Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического

-170-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.

Основными критериями выбора метода подсчета запасов нефти являются режим залежи и степень ее изученности (разведанности). При выборе метода подсчета в зависимости от режима необходимо руководствоваться следующим: при водонапорном режиме возможно применение объемного и статистического методов; при упруго-водонапорном и смешанных режимах - объемного и метода материального баланса; при режимах газовой шапки и растворенного газа - всех трех методов; при гравитационном режиме - объемного и статистического методов.

Следовательно, наиболее универсален объемный метод. Однако, для пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, когда трудно установить достоверные средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объемного метода может быть затруднено. В этом случае данные этого метода целесообразно уточнить статистическим методом или методом материального баланса в процессе разработки.

Применение метода материального баланса тоже может осложниться вследствие неравномерного распределения пластовых давлений в связи с литолого-физической неоднородностью пласта. Тогда более эффективен статистический метод.

При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи, статистический - в тех случаях, когда имеются данные продолжительной эксплуатации, материального баланса - также при наличии данных, получаемых в процессе более или менее длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий (С-|, Сз) подсчитывают объемным методом.

7.4. Методы подсчета запасов газа

При подсчете запасов газа различают свободный газ, т.е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).

7.4.1. Подсчет запасов свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

- 171 -

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления не применим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газоводонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды {Q'). Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:

(7.12)

Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости. Если количество газа, вытесненного напором воды, определить

невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом. Если месторождение газоконденсатное, то после определения

запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:

(7.13)

где П - потенциальное содержание конденсата. Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению пластового давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин.

Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению пластового давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном (газоводонапорном) режиме точность расчета этим методом резко снижается.

Для проверки возможности применения метода подсчета запасов по падению пластового давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды

количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа.

-173-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7.4.2. Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по

формуле:

(7.14)

Qг.бaл=Qн.бaл ^0'

где бг.бал • бн.бал ' балансовые запасы газа, м и нефти, т; Гц - содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м^т.

Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений России) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по

где Г - газовый фактор, мУг, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа; бн.изв " извлекаемые запасы нефти, т; бг.изв • извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м3.

7.5. Требования, предъявляемые к разведочному бурению для получения качественных материалов для подсчета запасов и подготовки залежей нефти и газа к разработке

Точность подсчета запасов нефти и газа зависит от качества полученного исходного материала. При рациональном размещении разведочных скважин на структуре, тщательном отборе керна из продуктивных горизонтов, а также проведении необходимого комплекса исследований можно значительно сократить число разведочных скважин и в то же время получить полноценные данные для подсчета запасов."

Важнейшая задача разведочного бурения - получение данных для подсчета запасов нефти и газа, а также данных для составления технологической схемы разработки. При проведении промышленной разведки определяют минимальное количество и рациональное расположение на структуре разведочных скважин.

-174-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При этом минимальным считается такое количество скважин, увеличение которого не приводит к существенному изменению величины подсчетных параметров. Рекомендуется первые разведочные скважины бурить до поверхности кристаллического фундамента при условии его залегания на глубинах, освоенных для массовой проводки скважин, и проводить испытание на продуктивность по системе "снизу-вверх".

Для быстрого выявления запасов во всех продуктивных горизонтах необходимо проводить испытание пластов в процессе бурения. При бурении и испытании скважин особое внимание нужно уделять

определяется полнотой выноса, правильностью отбора и качеством исследования кернового материала. Инструмент для отбора керна должен соответствовать геологической характеристике разреза для преимущественно 100 % отбора керна. Некоторые виды предварительного изучения керна, такие, например, как люминисцентно-битуминологический анализ, должны осуществляться

пласте зону проникновения и удовлетворяющую всем стандартам для проведения качественных геофизических исследований.

Комплекс геофизических исследований должен соответствовать геолого-физической характеристике возможных продуктивных залежей, вскрытых при разведке . При этом в одной и той же скважине в различных отложениях оптимальный комплекс

Комплекс гидродинамических исследований должен позволить выявить режимы работы залежей, наличие или отсутствие гидродинамической связи между отдельными пластами, продуктивность пластов. Пробы пластовой воды, нефти и газа по каждой скважине, полученные при опробовании продуктивных горизонтов, должны исследоваться в лабораторных условиях для определения физико-химических свойств жидкостей и газов (плотности, вязкости, состава, растворимости газов и начальной насыщенности нефти газом).

-175-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При разведке следует уделять внимание оценке характеристик геологической неоднородности и использовать их при оценке конечного коэффициента нефтеотдачи.

Правильное проведение исследований залежей и насыщающих их флюидов при разведке является их паспортизацией, необходимой для интерпретации тех процессов, которые будут происходить на всем протяжении разработки.

Следует отметить, что пренебрежение исследованиями залежей с относительно малыми запасами на дату разведки часто приводит к тому, что в дальнейшем при изменении соотношения относительных запасов по залежам они оказываются неизученными, несмотря на то, что вскрыты сотнями скважин. Их доразведка на разрабатываемых площадях связана с большими трудностями ввиду нарушения гидродинамического равновесия и наличия пластов с пластовым давлением, превышающим первоначальное пластовое давление.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 7)

1.Понятия о категориях запасов.

2.Понятия о группах запасов.

3.Классификация запасов нефтяных и газовых месторождений.

4.Основные категории запасов.

5.Характеристика прогнозных ресурсов.

6.Понятие перспективных ресурсов.

7.Требования, предъявляемые к исходным данным при подсчете запасов.

8.Основные методы подсчета запасов нефти.

9.Основные методы подсчета запасов газа.

10.Охарактеризуйте возможность использования различных методов подсчета запасов нефти.

11.Охарактеризуйте возможность использования различных методов подсчета запасов газа.

12.Объемный метод подсчета запасов нефти и его возможности.

13.Характеристика подсчетных параметров, используемых в объемном методе. 14 Методические приемы оценки конечной

нефтеотдачи при подсчете запасов. 15. Требования, предъявляемые к разведочным

скважинам при подсчете запасов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Раздел Ш

Нефтегазовая гидрогеология

Эта отрасль знаний занимается изучением гидрогеологических условий формирования, сохранения и разрушения углеводородов. В ее задачу входит обоснование нефтегазопоисковых гидрогеологических показателей с целью эффективного выявления в недрах залежей нефти и газа. Важное место в нефтегазовой гидрогеологии занимают вопросы, связанные с разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений, основами хранения газа и нефти в гидролитосфере и проблемой охраны окружающей среды.

Начало изучения вод нефтяных месторождений относится к концу XIX в., к периоду становления нефтяной промышленности. В России к числу первых исследователей вод нефтяных месторождений следует отнести Н.И. Андрусова, К. В. Харичкова, А. И. Потылицына, Д. В. Голубятникова; в Америке - Т. Ханта, Ч. Пальмера, Ш. Роджерса. В 1934 г. была опубликована работа К.Л. Малярова "Воды нефтяных месторождений". Годом позже появилась обобщающая большой фактический материал книга В.А. Сулина "Воды нефтяных месторождений", затем "Гидрогеология нефтяных месторождений" (1948) и монография об основах классификации природных вод (1948). Широкий размах бурения, в том числе и на нефть и газ, позволил получить много сведений о подземных водах крупных регионов страны. Это нашло отражение в 50-томном описании "Гидрогеология СССР"(1966-1978гг.). В эти же годы бурно развивается нефтегазовая гидрогеология, которая оформляется в самостоятельную отрасль гидрогеологии. Фундаментальные работы

внефтегазовой гидрогеологии выполнены за последние десятилетия

внашей стране и за рубежом Г.М. Сухаревым, А.А. Карцевым, В.Н.

водорастворенным органическим веществам - А.С. Зингером, Е.А. Барс, В.М. Швецом, в области палеогидрогеологических реконструкций - С. Б. Вагиным, Я.М. Ходжакулиевым,