Студопедия

Главная страница Случайная лекция


Мы поможем в написании ваших работ!

Порталы:

БиологияВойнаГеографияИнформатикаИскусствоИсторияКультураЛингвистикаМатематикаМедицинаОхрана трудаПолитикаПравоПсихологияРелигияТехникаФизикаФилософияЭкономика



Мы поможем в написании ваших работ!




ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА

Читайте также:
  1. Аудит материально-производственных запасов
  2. ВЗАИМОСВЯЗЬ КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ С ЭТАПАМИ И СТАДИЯМИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
  3. Виды запасов материальных ресурсов
  4. Вопрос 2. О. Конт о трех стадиях развития общества
  5. Временная классификация запасов и ресурсов (2001)
  6. Газоснабжения. Месторождения нефти и газа
  7. ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ И ПОНЯТИЯ, СВЯЗАННЫЕ С ОЦЕНКОЙ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
  8. ГЛАВА 11. КЕЙНСИАНСТВО И ЕГО ОСОБЕННОСТИ В РАЗНЫХ СТРАНАХ.
  9. ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
  10. ГЛАВА 5. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ИСТОЧНИКОВ ФОРМИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ П0ДЗЕМНЫХ ВОД

СВОБОДНОГО ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И

На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запа­сов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ:

1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделе­ния в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эф­фективные и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины плас­та, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые дав­ление и температура;

3) построение статической модели и подсчет запасов в соответ­ствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматри­вается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обосно­вание и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их ге­ометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и со­ставление подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалан­совых) запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в це­лом.

 

К коллекторам порового типа относятся преимущественно терригенные и частично карбонатные коллекторы. К настоящему вре­мени наиболее изучены коллекторы порового типа, что определя­ет более высокую достоверность расчетных параметров содержа­щихся в них залежей. Достоверность расчетных параметров повы­шается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм и более глубокой дифферен­циации запасов.

4.3.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИИ СТАДИИ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчиты­ваются при минимальной информации, имеющейся к этому момен­ту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)- насыщенные толщины, изучены коллекторские свойст­ва и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поиско­вого бурения. Граница площади с запасами категории C1 прово­дится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам буду­щей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи за­пасы относятся к категорииС2.

В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо) насыщен­ных объемов и подсчет запасов производятся по разному.

 

Пластовые залежи.

Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной кар­той по отражающему маркирующему горизонту (ОМГ) и предпо­лагаемым положением ВНК. Для залежей, связанных с пластами, отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей, т. е. аналогично тому, как определяется нефтеносная пло­щадь при подсчете перспективных ресурсов. Однако в данном слу­чае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики.

В газовых залежах отметка ГВК и газоносная площадь могут быть определены более надежно.

Эффективная нефте(газо) насыщенная толщина залежей при­нимается по данным единственной пробуренной скважины. Выделе­ние толщин пропластков производится по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС с учетом кондиционных значений, определенных по геофизическим данным или принятых по анало­гии с соседними залежами.

Нефтенасыщенный объем залежи Vн. определяется без состав­ления карты изопахит. Объем коллекторов в преде­лах площади с запасами категории C1 вычисляется путем умноже­ния площади F на нефте(газо) насыщенную толщину в скважи­не hн.эф. т. е.

Vн= F h н.эф.

Объем коллекторов на площади с запасами категории С2 со­стоит из двух частей: оставшегося объема в пределах внутренне­го контура нефтеносности (нефтяной зоны) и объема водонефтяной зоны.

Пер­вое слагаемое получают как произведение

Vнз = Fнз hн.эф

где Fнз - площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности.

Объ­ем коллекторов в водонефтяной зоне (ВНЗ) равен

Vвнз = Fвнз hн.эф / 2.

где F внз — площадь, ограниченная внешним внутренним контуром нефтеноснос­ти.

Суммарный объем коллекторов с запасами категории С2 равен:

Vс2 = V нз + V внз

Чтобы определить среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах площади с запасами этой категории, необходимо полученный объем разделить на Fнз +Fвнз.

Коэффициенты открытой пористости kп.о и нефте(газо) насы­щенности kн(kг} принимаются по данным пробуренной скважины и рассчитываются по керну или ГИС. При расчете по керну бе­рется среднее арифметическое из всех наблюденных значений в проницаемых интервалах пласта, а по ГИС - средневзвешенное по толщине нефте(газо) насыщенных пропластков.

Пересчетный коэффициент q и плотность нефти rн в поверхно­стных условиях при подсчете запасов нефти принимаются или по данным анализа пластовых проб из этой скважины, или по анало­гии с соседними залежами.

Начальное пластовое давление ро и пластовая температура t пл при подсчете запасов газовой залежи принимаются по данным за­меров в скважине.

Коэффициент сжимаемости Z рассчитывается по составу плас­тового газа, определенному по пробе, отобранной на устье скважи­ны, или принятому по аналогии с соседней залежью.

Таким образом, при подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)- насыщенных толщин.

 

Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено вык-линиванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими при­чинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть ус­тановлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой про­дуктивной скважины были пробурены одна или несколько непро­дуктивных скважин.

Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует пол-ностью. При этом граница выклинивания проводится через се­редину расстояний между продуктивной и непродуктивными сква­жинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе при­нимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной сква­жине ведется линейно (рис.4 а).

В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.

 

 


 

Рис.4 Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей.

Пласты: а- выклинивающийся по восстанию; б - с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в -с выдержанной общей толщиной и литолого-фапиональным замещением.

Границы: 1-выклинивания пласта, 2-литолого-фациального замеще-ния пласта; 3-плохо проницаемые породы; 4-нефть; 5-вода; скважины:

6-продуктивные, 7-без притока, 8-давшие воду; контуры нефтеносности: 9- внешний, 10-внутренний; 11-изолинии hн.эф; 12-границы площади с запасами категории C1; цифры у скважин: верхняя - номер скважины, средняя - общая толщина пласта, нижняя - эффективная нефтенасыщен-ная толщина; объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах:

Vнз- нефтяной, Vвнз — водонефтяной.

В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем. Она связана с тем, что подобное замещение может проявляться в различных формах. С одной стороны, лито-фациальное замещение может происходить в пластах с неиз­меняющейся по площади общей толщиной (рис.5а). С другой стороны, литолого-фациальным замещением может сопровождать­ся выклинивание пласта, причем замещение непроницаемыми по­родами наступает значительно раньше, чем происходит выклини­вание пласта или пропластка. При этом процесс замещения будет постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подоб­но выклиниванию (рис.5б). При резком литологическом заме­щении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемы­ми (рис.5в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы заме-щают­ся низкопродуктивными, а те, в свою очередь, непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках как с неизменяющейся (рис.5г), так и с изменяющейся (рис.5, д) толщиной.

В каждом нефтегазоносном районе накоплен достаточный фактический ма­териал, позволяю-щий выявить основные закономерности в характере литолого-фациального замещения пластов, содер­жащих залежи нефти и газа, на основе которых осуществляется выбор той или иной модели. На стадии поисков при гео­метризации залежей можно использо­вать только модели а и б, (рис. 5). В обоих случаях граница замещения про­водится на середине расстояния между продуктивной и непродук-тивными сква­жинами.

В тех случаях, когда общая толщина пласта в продуктивной скважине сущест­венно (не менее чем вдвое) превышает толщину в

непродуктивных скважинах, расчет объемов

коллекторов ведется на основе карты изопахит Рис. 5. Возможные схе­- эффективных нефте-(газо)-насыщенных толщин мы литолого-фациаль-с пласта ( рис. 5б), которая почти аналогична ного замещения кол- карте для случая выклинивания. На границе рас- лекторов плохо прони-

пространения коллекторов эффективная толщи- цаемыми по­родами.

на пласта также принимается равной 0 м. Интерполяция изопахит между продук­тивной скважиной и нулевой изопахитой ведется линейно.Расчет объемов коллекторов для каждой категории запасов при неизменяю-щейся толщине пласта ведется без составления кар­ты изопахит

(см. рис. 4 в).

Определение границ стратиграфически ограниченных залежейосуществляют по данным сейсмических исследований с учетом за­кономерностей распространения залежей подобных типов в иссле­дуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, послед­няя из которых

 

Скв.1

Рис. 6. Схема определения объема коллекторов стратиграфических ограничен­ных залежей по данным одной скважины.

о — профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б — за­лежь в плане; в — профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт я перекрыт более молодыми осадками. / — нефть; 2 — вода; 3 — зона отсутствия коллектора; 4 — кора вы­ветривания; 5—плохо проницаемые породы; 6—скважины; контуры нефтеносности- 7— внешний, 5 — внутренний; 5 — границы площади с запасами категории C1; объемы нефте-насыщенных коллекторов в зонах: V В3~ постепенного выклинивания коллекторов, Vv9— нефтяной, V ВНЗ ~ водонефтяной; I — шаг будущей эксплуатационной сетки.

 

 

оказалась продуктивной. Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молоды­ми осадками (рис. 5). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Бере­зовского района Тюменской области.

Положение ВНК и ГВК в стратиграфически ограниченных за­лежах определяется так же, как в пластовых залежах.

Расчет объемов нефте(газо)насыщенных коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей (рис. 6). В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в про­дуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с за­пасами категории C1 определяется как :

Vс1 = Fс1 hн.эф.,

 

а в грани­цах площади с запасами категории С2 находится из выражения:

 

Vс2= (F1 +F2 - F3 F4 - 2Fc1) hн.эф. / 2

 

где: F1, F2 — площади, огра­ниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефте­носности;

F3 — площадь зоны постепенного выклинивания коллек­тора;

F4 - площадь зоны отсутствия коллектора;

Fс1 - площадь с запасами категории С1.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по об­щей схеме для пластовых залежей. Запасы нефти и свободного газа подсчитываются по формулам:

Qн.н =Sс12 Fhн.эф kп.о. kн. q Qн.г =Sс12 Fhг.эф kп.о. kг Kр Kт

 

По этим же формулам без составления карт изопахит подсчи­тываются запасы тектонически экранированных залежей. Особен­ность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной - берется лишь ее половина ( рис. 7).

 

 

а

 

Рис. 7. Схема определения объема коллекторов тектони-чески экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б).

1- нефть; 2- вода; 3- плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4-линия нарушения; 5- скважина; контуры нефтеносности: 6- внешний; 7- внутренний; 8 - площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 границы площади с за­пасами категории C1: Vнз-нефтяной, V внз — водонефтяной, Vзн - зоны нарушения

 

4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии,—установ­ление промышленной ценности открытого месторождения. Естест­венно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключе­ние должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различ­ными коллекторскими свойствами.

Залежи любого типа, связанные с пластами, претерпевают пер­вую дифференциацию по площади. Запасы нефтяных (НЗ), газо­вых (ГЗ), во-донефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчи­тываются раздельно.

Для обоснования ВНК и ГВК и проведения границ залежей состав-ляется схема опробования скважин и обоснования контак­тов. На схеме

приводятся сведения о результатах опробова­ния, данные замеров гид-родинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС (рис. 8).

 

 

Рис.8 Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи. Интервалы: 1-нефтенасыщенный, 2 -непроницаемый, 3-перфорирован-ный, 4-водонасыщенный 5-с неясной характеристикой; Н-дебит нефти; В-обводнеиность нефти в % или дебит воды в м3/ сут.

 

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформиро­вавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой.

В формирующихся залежах между зонами ста­билизированного, или предельного, нефте(газо) насыщения и водо-насыщенной располагается переходная зона (рис. 9). В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, разли­чающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной ста­билизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа.

При опробовании среднего интервала разреза—прито­ки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зо­не, тем больше воды в продукции скважины.

Опробование нижне­го интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки одной воды. ВНК или ГВК в переход­ных зонах отбиваются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

 

Рис. 9. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа.

1зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2—переходная зона; породы: 3—водонасыщенные, 4-непроницаемые; высота: lкр- водонефтяного контакта над зеркалом воды, lст - зоны стабилизации над зеркалом воды.

 

Контакт нефть—вода, как правило, редко бывает плоским. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким об­разом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважи­нах. Эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина в каждой скважине учитывается во всех продуктивных интервалах не­зависимо от принятого среднего уровня положения ВНК. Поверх­ность контакта газ—вода зна­чительно ближе к плоскости, хо­тя возможны случаи отклонения от нее.

Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверх­ности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внут­ренний контур переносится на карту поверхности кровли коллек­торов продуктивного пласта.

 


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА | Площадь залежей

Дата добавления: 2014-03-03; просмотров: 1215; Нарушение авторских прав




Мы поможем в написании ваших работ!
lektsiopedia.org - Лекциопедия - 2013 год. | Страница сгенерирована за: 0.007 сек.