Методы подсчёта запасов и оценки ресурсов.

Существует несколько основных методик, которые используются при подсчёте запасов и ресурсов нефти, газа, конденсата. Это подсчётзапасов объёмным методом, статистический метод, метод материального баланса.

Объёмный метод основан на определении пустотного пространства, занимаемого нефтью, газом либо газом.

Статистический метод основан на изучении связей между различными показателями разработки залежи за определённый предшествующий период и экстраполяции полученных зависимостей на последующие периоды, вплоть до конца разработки.

Метод материального баланса используется для залежей со сложной структурой пустотного пространства природного резервуара.

Расчёты в методе материального баланса выполняются по формуле:

Мн=М(t)+Мдоб(t)

Где: Мн- начальная масса УВ в пласте; М(t)- оставшаяся масса УВ в пласте к моменту расчёта t, Мдоб(t)- масса УВ добытая к моменту времени t.

Для определения подсчётных параметров используются результаты общих, специальных и детальных методов ГИРС, полученных на всех этапах поисково-разведочных и эксплуатационных исследований.

Для примера ниже рассмотрим применение данных ГИРС при подсчёте запасов объёмным методом.

 

3.2.1. Подсчёт запасов нефти объёмным методом.

Объёмный метод подсчёта запасов нефти основан на определении объёма пустотного пространства занятого нефтью по комплексу геолого-геофизических параметров характеризующих объект подсчёта на любой стадии изученности.

Подсчёт осуществляется по формуле:

 

Q_ИЗВЛ= F*h*К_по*k_н *

Где Q_ИЗВЛ – извлекаемые запасы нефти, т, F-площадь нефтеносности (м²), h- эффективная нефтенгасыщенная толщина пласта м; К_по – коэффициент открытой пористости; k_н- коэффициент нефтенасыщенности; -пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти; - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³; - коэффициент извлечения нефти, учитывающий условия разработки залежи, методы интенсификации и другие факторы.

При подсчете запасов нефти определяются следующие средние параметры залежи [5]:

 1) площадь S_НК нефтенасыщенной части коллектора;

2) эффективная мощность коллектора и ее среднее значение h_эф.ср.  

3) коэффициент пористости и его среднее значение

4) коэффициент нефтенасыщения и его средпее значение   

5) вероятные значения коэффициента вытеснения нефти и его среднее значение

По полученным данным подсчитывают геологические запасы нефти

Q_ГЕОЛ=   (57)

где b_Н - объемный коэффициент флюида в пластовых условиях   

И максимальные извлекаемые запасы:

Q_ИЗВЛ=   (58)

По данным полученным по каждой скважине, подсчитывается удельное массовое количество q_н нефти в тоннах на 1 м² горизонтальной проекции нефтеносной части коллектора на участке его пересечения скважиной q_Н и составляется карта удельного нефтесодержания коллектора.

Суммарные запасы подсчитываются по формуле:

Q_извл=   (59)

Где S_I, S_i+1 — площади, ограниченные на карте удельного нефтесодержания изолиниями с числовыми значениями q _Hi q _Hi+1  — порядковый номер изолинии.

 Для подсчета максимально извлекаемых запасов нефти используют карту промышленного нефтесодержания О_извл.

Методики построения карт нефте и газосодержания близки. По этой причине рассмотрим вопрос построения карты нефтесодержания.

Картой нефтесодержания (газосодержания) называется карта с нанесенными на ней изолиниями равных суммарных количеств нефти в тоннах или газа в кубических метрах на 1 м² горизонтальной проекции залежи [5].

 При составлении карт удельного нефтесодержания для каждой скважины, пересекшей нефтегазоносный коллектор,  устанавливаются мощность h_ЭФ.В. по вертикали его нефтегазонасыщенной части и коэффициенты эффективной пористости и нефте(газо) насыщенности  и .

По известным (или прогнозным) h_ЭФ..,  и , b_Н  вычисляют удельное массовое количество q_н нефти в тоннах на 1 м² горизонтальной проекции нефтеносной части коллектора на участке его пересечения скважиной:

q_н=   (56)

где b_Н - объемный коэффициент нефти в пластовых условиях, - плотность флюида, h_ЭФ. – эффективная толщина пласта.

Карта нефте (газо) содержания дает возможность получать наиболее точное представление о распределении запасов нефти. Это не только облегчает и уточняет подсчет запасов, но и позволяет вносить коррективы при осуществлении проекта рациональной разработки нефтяной залежи. Подсчет запасов нефти по карте нефтесодержания может быть выполнен тем точнее, чем более однородна структура коллектора и меньше расстояние между скважинами

Другая методика базируется на расчётах выполняемым по средним значениям подсчетных параметров. В последнем случае, как правило, получаются завышенные значения запасов нефти и газа по сравнению с их истинными. Завышенные значения запасов нефти и газа при их подсчете по средним величинам параметров получаются в связи с тем, что сводовые части структур обычно характеризуются повышенными коллекторскими свойствами, нефтенасыщением и мощностью, большей плотностыо скважин по сравнению с их плотностью на периферийных участках структур

Расчет проводится аналогично вышеизложенной формуле, в которую вместо q _Hi подставляют параметры максимального извлекаемого нефтесодержания q _{Hi извл} = q _Hi ;

При подсчете запасов нефти с использованием данных геофизических исследований скважин основным методическим вопросом является увязка этих данных с результатами анализа керна и правильная корректировка параметров, вводимых в формулы расчета.

В ряде случаев при определении коэффициентов пористости и иефтегазонасыщения встречаются закономерные отклонения геофизических данных от результатов анализа керна, которые необходимо учитывать при подсчёте запасов.

 

 

3.2.2 Подсчёт запасов газа объёмным методом.

 

Объёмный метод подсчёта запасов газа основан на определении объёма пустотного пространства занятого нефтью по комплексу геолого-геофизических параметров характеризующих объект подсчёта на любой стадии изученности.

Подсчёт осуществляется по формуле:

Q_ИЗВЛ= F*h*К_по*k_н *f*

Где Q_ИЗВЛ – начальные извлекаемые запасы газа в стандартных условиях,м³; F-площадь газоносности,м²; h- эффективная газонасыщенная толщина пласта м; К_по – коэффициент открытой пористости; k_г- коэффициент газонасыщенности; Р₀- начальное пластовое давление, МПа; О_рк- конечное пластовое давление после извлечения промышленных запасов газа,Мпа;а₁ и а₂- поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля –Мариотта соответственно для давлений Р₀ и Р_к

Как и при подсчете запасов нефти, для определения почетных параметров  рекомендуется способ карт удельного газосодержания коллектора в кубических метрах на 1 м² горизонтальной проекции газовой залежи [5].

Удельное газосодержание коллектора, пересечённого вертикальной скважиной рассчитывается по формуле:

V=  ) (60)

Здесь P_{пл. н} — пластовое давление в начальный период эксплуатации; р_{пл к} — то же, в конце разработки залежи a_t – поправка поправка за     приведение объема газа к температуре 20 °С (t - температура      пласта); Z_Н и Z_К – поправочные коэффициенты за сжимаемость     природных газов в начальный и конечный периоды разработки.        

Значения v наносят на карту в точках проекций на горизонтальную плоскость пересечения скважинами середины коллектора. Методом пропорционального деления проводят изолинии равного газосодержания, рассчитывают количество газа на площадях между изолиниями V _I-1 и V _I+1. Таким образом, подсчитывают суммарное содержание газа в коллекторе.

  Извлекаемые запасы газа устанавливается по карте удельного промышленного газосодержания. Построение изолиний этой карты выполняется с учётом коэффициента газоотдачи:

V_ПРi= V_i (61)

 где  — коэффициент газоотдачи, рассчитанный для каждой  площади коллектора и изменяющийся от 0,80 до 0,99 в зависимости от литологии продуктивного горизонта на участке его пересечения скважиной и величины пластового давления.

По этой карте выполняется расчёт промышленных запасов газа.

При подсчете запасов газа с использованием геофизических методов могут возникнуть погрешности связанные с точностью определения параметров пласта, а также в связи с  частым присутствием в газоносной толще пропущенных запасов газа, находящегося в породах, разделяющих коллекторы.

Подсчетные параметры этих пород во многих случаях трудно определимы. Как следствие этого, в зависимости от их литологии и мощности можно пропустить до 10 % запасов газа от подсчитанных, а иногда и более (возможно извлекаемых).

 

 

Глава 4. Комплекс ГИРС по обеспечению контроля за техническим состоянием ствола скважины.

 

Основным методом при строительстве скважин, который должен обеспечивать получение оперативной информации о соответствии фактических технологических параметров бурения их значениям, установленным в геолого-технологических заданиях, выявление и предупреждение аварийных ситуаций в процессе бурения, представление рекомендаций по оптимизации процесса бурения и испытанию перспективных пластов, информационное обеспечение и контроль процессов цементирования является методы ГИРС, включающие ГТИ, методик позволяющих контролировать качество цементирования, испытания и освоения скважины.

Для обеспечения безаварийной проходки скважины периодически выполняются работы по оценке технического состояния открытого ствола скважины в процессе бурения путём проведения общих и специальных исследований..