Коэффициент сжимаемости

Начальное пластовое давление и пластовая температура

Пересчетный коэффициент и плотность нефти

Коэффициент нефте(газо) насыщенности

Аналогичная методика используется и для обоснования сред­них значений коэффициента нефте(газо) насыщенности. При взаим­ной коррелируемости Кп.о и Кн по каждому пластовому пересече­нию целесообразно при расчетах по геофизическим данным в каж­дом интервале определять значение коэффициента эффективной пористости Кп.эф. Соответственно расчет нефте(газо) насыщенных объемов коллекторов в таких случаях ведется на основе этого па­раметра. Среднее значение Кп.эф по скважине определяется взве­шиванием по толщине проницаемых пропластков, а среднее по за­лежи — путем взвешивания по площади при закономерном изме­нении этого параметра в ее пределах и взвешиванием по объему коллекторов—при наличии прямой или обратной корреляционной его связи с нефте(газо) насыщенной толщиной, т. е. на основе кар­ты (hн.эф Кп.эф).

в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменениях этих пара­метров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их измене­ние по площади залежи, то составляются карты каждого парамет­ра. Подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.

в га­зовых залежах рассчитываются по данным скважин с приведени­ем к уровню центра тяжести залежи.

реальных газов Z определяется как среднее арифметическое из замеров по скважинам.

4.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ

Подсчет запасов нефти на залежах, вступивших в разработку и разрабатывающихся, основывается на значительно большей их изученности вследствие более плотной разбуренности добываю­щими скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответсвии с

требованиями Инструкции по применению Классисификации.

Рис10. Пример определения границ выклинивания пласта А по градиенту из­менения hэф.

а - профильный разрез 1—1; б - карта в изолиниях hэф. 1 - угол постоянного уменьше­ния толщины; 2 - непроницаемые породы;

3- изолинии толщин, м; 4- зона выклинива­ния; 5 - скважины;

цифры у скважин: в числителе - номер скважины, в знаменателе - эффективная толщина, м.

Высокая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах позволяет не только детализировать границы распрост­ранения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять кар­ты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин нерас­члененных пластов и пропластков расчлененных пластов. Тем са­мым достигается более глубокая дифференциация запасов по пло­щади и разрезу залежи.

По газовым залежам на этой стадии изученности осуществля­ется дифференциация на пласты и зоны разной продуктивности залежей, работающих на упруговодонапорном режиме.

При достаточном количестве скважин граница выклинивания стратиграфически ограниченных залежей определяется однознач­но по градиенту изменения эффективной толщины продуктивного пласта в профиле не менее чем из трех скважин в зоне выклини­вания (рис. 10). Если этот градиент установить не удается, то ли­ния нулевой толщины проводится на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими пласт.

При литолого-фациальном замещении коллекторов продуктив­ного пласта непроницаемыми разностями границу коллектор - неколлектор можно установить в профиле менее чем из трех сква­жин или путем прослеживания изменения по площади параметра, на основе которого устанавливались кондиционные пределы коллекторских свойств продуктивных пластов. С этой целью по нерас­члененному пласту или пропластку расчлененного пласта состав­ляется карта исследуемого параметра—aсп. Затем на такой карте путем интерполяции прово­дится изолиния aсп_к. Зона с большими, чем aсп_к значениями aсп характе-ризует область распространения коллекторов, с мень­шими -неколлекторов.

Исследования, проводимые на разрабатывающихся залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефте(газо)-насыщенности пропластков или нерасчленен-ных пластов.

Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте(газо)насыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК учитываются до уровня первоначального положения контактов.

При подсчете запасов разрабатывающихся залежей в зависимости от геологического строения залежей применяются практически те же варианты объемного метода подсчета запасов, что и на предыдущей стадии, но с более глубокой дифференциацией запасов.

Запасы многопластовых залежей дифференцируются:

- по пластам, а в расчленненных пластах – по пропласткам;

- по категориям С₁ и В при разбуривании залежи по первому проектному документу или В и А при разбуривании по проекту разработки;

- по зонам нефтяной, водонефтяной, газовой, газоводяной;

- по зонам разной продуктивности коллекторов.

Подсчет запасов свободного газа газоконденсатных залежей с газовым режимом на данных стадиях ведется с той же степенью дифференциации, что и по нефтяным.

Подсчет запасов газовых залежей, работающих на упруговодо-напорном режиме производится с учетом дифференциации запасов по пластам, категориям, газовой и газоводяной зонам и по зонам разной продуктивности.

Дата добавления: 2014-03-03; просмотров: 485; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!