Учебное пособие предназначено для студентов специальности 130503. 65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

5.2. Создание структурной модели сейсмических отражающих горизонтов При геологическом моделировании созданию структурной модели продуктивных пластов предшествует этап построения поверхностей по отражающим целевым сейсмическим горизонтам (интерпретация данных 2D и 3D сейсморазведки). Рис.8. Построение структурной модели методом цифрового трехмерного моделирования. Русаковское месторождение (Пермский край) Для территории Пермского края с кровлей карбонатных отложений башкирского яруса отождествлен целевой сейсмический горизонт – Iп; горизонты к и п отождествлены с кровлей и подошвой отложений визейского яруса; отражающий горизонт  – с кровлей терригенных отложений тиманского возраста. Моделирование структурных поверхностей осуществляется обычно с использованием специальных модулей геологического моделирования (например IRAP RMSgeoform) методом стратиграфического моделирования (Stratigraphic modeling). На рис.8 приведен пример структурной модели нефтяной залежи, построенной с помощью этого метода. Задачей стратиграфического моделирования ставится получение согласованных структурных поверхностей в рамках выбранных стратиграфических интервалов. В процессе стратиграфического моделирования может выполняться моделирование разрывных нарушений (разломов). Размер ячеек при геологическом моделировании определяется исходя из размеров залежей и плотности разбуренности объектов. Обычно размерность сеток по латерали составляет 5050 метров. Вертикальные размеры ячеек выбираются с целью максимальной детализации особенностей залежи, размеры обычно составляют от 0,2 до 1 метра. 5.3. Построение литологической модели пластов Целью этапа является получение представления о пространственном распределении залежи, путем разделения пород на коллекторы и плотные пропластки. С этой целью вводится понятие кондиционности коллекторских свойств пород. Кондиционными называют граничные значения свойств пород, разделяющих их на коллекто­ры и неколлекторы. Эти граничные значения называют также нижними пределами значений про­дуктивных коллекторов. В настоящее время накоплен значительный опыт обосно­вания предельных значений параметров нефтегазонасыщен­ных пород, который используется при подсчете запасов. Большинство способов позволяет устанавливать кондици­онные значения проницаемости пород, отдельные методы предназначены для определения кондиционных значений по­ристости или нефтенасыщенности. В качестве основной информации при литологическом моделировании обычно принимаются результаты интерпретации геофизических методов, так как именно комплекс ГИС характеризуют весь фонд скважин. Вместе с тем проведение границ между коллекторами и неколлекторами по кондиционным значениям разных свойств дает неодинаковые результаты. Например, породы с одинаковыми значениями коэффициента проница­емости могут различаться по значениям коэффициентов по­ристости, нефтегазонасыщенности и др. Нередки случаи, когда из пород, по гра­ничным значениям проницаемости отнесенных к неколлек­торам, получают промышленные притоки нефти, а из пород, по граничным значениям пористости отнесенных к коллек­торам, притоков не получают. При литологическом моделировании предварительно дискретная кривая литологии преобразуется в непрерывную. Затем в каждой ячейке модели выполняется разделение пород на коллектор-неколлектор через граничное значение. Полученный в итоге дискретный параметр литологии характеризует пространственное расположение коллекторов. Результатом литологического моделирования является пространственная объемная модель распределения плотных пород и коллекторов, с оценкой характера насыщенности последних. Современные программные комплексы позволяют на основе такой объемной модели построить геологические профили залежи в любом заданном направлении. Пример построения разреза дискретных кубов литологии для отложений подольского горизонта Западно-Ельниковского месторождения приведен на рис.9.а. 5.4. Моделирование фильтрационно-емкостных свойств Целью этапа является распределение петрофизических параметров продуктивных пластов. На этапе моделирования распределения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости расчет значений параметров выполняется только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор, в неколлекторах их значения условно принимаются равными нулю. 214 1477 211 а 214 1477 211 б Рис.9. Разрез дискретных кубов литологии (а) и коэффициентов пористости (б). Пласты П2, П3, П4. Западно-Ельниковское месторождение (Удмуртия) В качестве исходной информации при моделировании коэффициентов пористости и нефтенасыщенности используются результаты обработки данных ГИС или керна. Объем нефтенасыщенных пород для залежей рассчитывается суммированием объемов ячеек модели, расположенных гипсометрически выше водонефтяного контакта. На рис.9.б приведен пример разреза дискретных кубов коэффициентов пористости отложений подольского горизонта Западно-Ельниковского месторождения. Распределение коэффициентов КП и КН в пределах пластов выполняется методом детерминистского взвешивания. Распределение коэффициента проницаемости для целей трехмерного моделирования получают аналогичным образом. В случае ввода в модель проницаемости, определенной по ГДИ, значения k корректируют с учетом распределения пористости по пропласткам интервала ГДИ. Это выполняется с целью увязки в модели проницаемости и коллекторских свойств пород. В случае, когда k принимается в модели по зависимости от КП , КН или методов ГИС, такая корректировка не требуется, так как проницаемость уже увязана с пористостью. 6. Подсчет геологических запасов месторождений нефти и газа 6.1. Методы подсчета запасов месторождений нефти и газа В конечном итоге обоснованность всех технологических решений при разработке месторождений углеводородов определяются достоверностью геологических представлений о месторождении. Задача подсчета запасов месторождения включает как собственно количественную оценку ее запасов, так и детальную геометризацию месторождения. При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются все находящиеся в недрах запасы – геологические запасы, а также та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне технологии добычи – извлекаемые запасы. Основным при подсчете геологических запасов нефти и газа является объемный метод, порядок применения которого регламентируются соответствующими документами и инструкциями, утвержденными МПР РФ. Подсчет запасов нефти и газа осуществляется на начальный период разработки месторождения, на основании чего подсчитываются начальные геологические и извлекаемые запасы. В процессе разработки на любой момент времени за вычетом накопленной добычи рассчитываются остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти (газа). Подсчет запасов выполняют в двух вариантах: - двумерный («ручной») подсчет запасов на основе построения структурных карт и карт эффективных и нефтенасыщенных толщин. - подсчет запасов на основе программных комплексов трехмерного геологического моделирования, при котором запасы рассчитываются через объем коллекторов, занятых нефтью (газом). Для контроля и визуализации оценок трехмерного подсчета также предусматривается представление результатов в виде двумерных карт. Контроль результатов геологического трехмерного моделирования осуществляют путем сравнения оцененных запасов с результатами традиционной методике двумерного подсчета. Расхождения оценок подсчета запасов по методикам должны находиться в диапазоне 5%, что позволяет утверждать о корректности геологической модели. Основным графическим документом при подсчете запасов слу­жит подсчетный план, который составляется на основе структурной карты по кровле продуктив­ных пластов-коллекторов или бли­жайшего репера. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов. 6.2. Объемный метод подсчета запасов месторождений нефти и газа Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандарт­ным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного простран­ства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают путем умножения горизон­тальной проекции площади залежей нефти или свободного газа F на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hн (hг), на среднее значение коэффици­ента открытой пористости Кп и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности Кн или газонасыщенности Кг. При этом вы­ражения Fhн (Fhг) определяют объем коллекторов залежи, FhнКп (FhнКг) – объем пустотного пространства пород, FhнКпКн (FhнКпКг) – объем пород, насыщенных нефтью (или свободным газом). В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегази­рованной при стандартных условиях, используется среднее значе­ние пересчетного коэффициент , учитывающего усадку нефти. С учетом этих параметров объем нефтяной залежи при стандартных условиях будет определяться выражением V = F hн Кп Кн  Умножив V на среднее значение плотности нефти  при стан­дартных условиях, получим начальные геологические запасы нефти, содержа­щиеся в этой залежи или ее части: Qгеол = F hн Кп Кн   [1,5,11] Формула для подсчета началь­ных геологических запасов свободного газа залежи объемным мето­дом имеет следующий вид: Qгеол-г = F hг Кп Кг РТ [5,6], где произве­дение барического и термического коэффициентов РТ используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в за­лежи, к стандартным условиям: РТ = [(роаo–pостaост)/pст][(Tо+tст)/(Tо+tпл)], где ро – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа; аo – поправка (аo=1/Zо), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро; pост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартно­му, МПа; aост – соответствующая pост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zocт; pст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа; Tо = 273К; tст = 20°С; tпл – средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С. 6.3. Этапы подсчета запасов нефти и газа объемным методом Объемный метод можно считать универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой сте­пени изученности. Основные проблемы подсчета запасов в конечном итоге сводятся к своевременному выяв­лению особенностей геологического строения залежи и к достоверной оценке параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом. Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена видом природного резервуара, характеристиками продуктивной структуры, типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т. п. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия и до за­вершения разработки. Тем самым первоначально созданные пред­ставления о строении залежей в виде статических моделей посто­янно совершенствуются, в ряде случаев приходится строить принципиально новые модели. 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 анализ их прослеживания по площади залежи; 2) выделение типов коллекторов, определение подсчетных параметров пласта и насыщающих его флюидов; на этом этапе в каждой скважине выделяются эф­фективные и нефте(газо)-насыщенные толщины плас­та, определяются коллекторские свойства пластов, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые дав­ления и температуры; 3) построение статической модели и подсчет запасов в соответ­ствии со степенью изученности залежи. Этим этапом предусматри­вается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи; выделение границ залежи и подсчетных объектов и их ге­ометризация; обоснование параметров подсчета, границ категорий запасов и со­ставление подсчетного плана; подсчет запасов углеводородного сырья и сопутствующих компонентов. 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. 6.4. Обоснование положения ВНК, ГВК В пластах с хорошими коллекторскими свойствами залежи обычно характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. Между тем даже для них между зонами предельного нефте(газо)-насыщения и водонасыщенной располагается переходная зона. 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. Размеры переходной зоны для контакта нефть-вода могут быть оценены по следующей формуле: Нпз = DRк / g (rв - rн) , где Нпз – высота переходной зоны;

Похожие:

	В. А. Мордвинов разработка и эксплуатация Учебно-методическое пособие предназначено для студентов очной и заочной форм обучения (специальность 130503 рнгм) и слушателей, обучающихся...		Методические указания для выполнения самостоятельных работ По учебной дисциплине Методические указания и задания для студентов по выполнению самостоятельных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»для...
	Утвержден Общая характеристика специальности 0906 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений		Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Рабочая программа предназначена для изучения информатики и икт по специальности 131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых...
	Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Специальность по фгос спо 131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений		Методические указания по прохождению первой учебной практики для... Одним из важных этапов в подготовке специалистов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» является учебная практика...
	Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников... Бурение нефтяных и газовых скважин" (регистрационный номер 12-0907-Б), утвержденными 16. 05. 2002, ис примерной программой дисциплины...		Учебно-методическое пособие (для специальности рэнгм) Ижевск 2005 Целью изучения дисциплины является образование базы знаний о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых горных породах, то...
	Учебное пособие для студентов специальности 271200 «Технология продуктов... Учебное пособие предназначено для студентов вузов, аспирантов и преподавателей, может быть полезно практическим работникам		Учебное пособие предназначено для студентов очного, заочного и вечернего... Учебное пособие предназначено для студентов очного, заочного и вечернего обучения специальности 200101 «Приборостроение» при изучении...
	Методические указания для выполнения самостоятельных работ По Профессиональному модулю пм 01 «Проведение буровых работ в соответствии с технологическим регламентом» мдк 01. 01 «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»для...		Учебное пособие Москва 2014 министерство образования и науки российской федерации Учебное пособие предназначено для студентов и преподавателей исторических факультетов, обучающихся по специальности «История», а...
	Лезина О. В., Федоров И. В. Управление знаниями в организации: Учебное... Учебное пособие предназначено для студентов, магистрантов, аспирантов и преподавателей высших учебных заведений, а также практиков,...		Рабочая программа учебной дисциплины история развития бурения нефтяных и газовых скважин Ос спгги) для направления подготовки: 131000 «Нефтегазовое дело» по профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» первого уровня высшего...
	Психология Учебное пособие Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения и обучающихся в сокращенные сроки		Имени И. М. Губкина Направление подготовки бакалавра 130500 «Нефтегазовое дело» (факультет разработки нефтяных и газовых месторождений)