DRк – разность капиллярного давления на границах внешнего и внутреннего контуров переходной зоны;
g – ускорение свободного падения;
rв и rн – плотности нефти и воды.
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 пластовой воды. В переходных зонах ВНК или ГВК определяются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.
Контакт нефть-вода, как правило, образует геометрически сложную 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. В условиях территорий, где величины переходной зоны не превышают 1-2 метров (например Волго-Урал), поверхность ВНК обычно принимается условно горизонтальной. Поверхность контакта газ-вода, в связи с большой разницей в плотностях флюидов, практически всегда близка к горизонтальной плоскости.
Для обоснования начального положения ВНК и ГВК и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся сведения о результатах опробования, результаты гидродинамических исследований и интерпретации ГИС (рис.10).
Рис.10. Схема обоснования абсолютной отметки горизонтального ВНК залежи
Интервалы: 1 – нефтенасыщенный, 2 – непроницаемый, 3 – перфорированный, 4 – водонасыщенный; 5 – с неясной оценкой по характеру насыщения коллектора; Н – дебит нефти; В – обводненность нефти в % или дебит воды в м3/сут.
Наиболее надежные результаты о характере насыщения пластов дает опробование в обсадной колонне (перфорация), опробование на приток в открытом стволе имеет меньшую достоверность.
Положение горизонтального ВНК принимается ниже нижнего интервала, в котором при опробовании получена чистая нефть и выше верхнего интервала, в котором получена чистая вода. При обосновании ВНК в интервалах между этими предельными отметками, контакт проводится с учетом данных ГИС (электрические методы). Результаты интерпретации ГИС в терригенных пластах значительно более надежны чем в карбонатных, так как для карбонатов характерны высокие удельные сопротивления, что существенно затрудняет интерпретацию ГИС. Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.
Внешним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта. Внешний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры залежи, коллекторы вне его пределов дают чистую воду.
Внутренним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта. Внутренний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры чисто-нефтяной зоны ЧНЗ, вскрывшие коллектор скважины в его пределах дают нефть без воды.
Для нефтяной залежи площадь между внутренним и внешним контуром нефтеносности называется водонефтяной зоной ВНЗ, для газовой залежи – соответственно водогазовой зоной ВГЗ. При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. Для массивной или пластовой водоплавающей залежей проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта, так как внутренний контур отсутствует (отсутствие ЧНЗ).
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 для массивных (водоплавающих) залежей. 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.
Площадь залежей контролируется внешним контуром нефте(газо)-носности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Основой для построения структурной карты по кровле пласта служат данные сейсморазведки (метод общей глубинной точки ОГТ), скорректированные данными пробуренных скважин. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и плотные породы.
6.5. Построение карт эффективных толщин
Подсчет геологических запасов производится по карте нефте(газо)-насыщенных толщин. При построении карт 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.
Запасы чисто нефтяных (ЧНЗ), чисто газовых (ЧГЗ), водонефтяных (ВНЗ) и водогазовой (ВГЗ) зон подсчитываются раздельно. Объемы в пределах нефтяной, водонефтяной, газовой и водогазовой зон пластовых залежей и площадей с запасами всех категорий определяются отдельно.
Технология построений различна для пластовых и массивных (водоплавающих) залежей. Примеры карт нефтенасыщенных толщин для различных типов залежей приведены на рис.11-13. Карты построены для залежей Трушниковского месторождения нефти (пласты Тл, Т1, Д1), для которого ранее на рис.1 (стр.9) приведены геологические профили.
Для пластовых залежей сначала составляют карту эффективных толщин пласта, при построении которой учитываются суммарные толщины коллекторов, насыщенных как нефтью, так и водой. При построении карты нефте(газо)-насыщенных толщин наносят внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности.
Рис.11. Выкопировка с карты нефтенасыщенных толщин. Пласт Тл. Трушниковское месторождение (Пермский край)
Рис.12. Выкопировка с карты нефтенасыщенных толщин. Пласт Т1. Трушниковское месторождение (Пермский край)
Рис.13. Выкопировка с карты нефтенасыщенных толщин. Пласт Д1. Трушниковское месторождение (Пермский край)
В пределах внутреннего контура карта нефте(газо)-насыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. В водонефтяной (водогазовой) зоне изопахиты проводят путем интерполяции между значениями толщин в точках пересечения с внутренним контуром до нуля на внешнем контуре. При этом учитываются значения толщин скважин в водонефтяной (водогазовой) зоне. Пример построения карты нефтенасыщенных толщин для залежей пластовового типа (пласт Тл Трушниковского месторождения) приведен на рис.11. В частности из рис.11 видно сгущение плотности изопахит в водо-нефтяной зоне.
Для массивных (водоплавающих) залежей карты нефте(газо)-насыщенных толщин составляются путем интерполяции между значениями в скважинах и нулевым на внешнем контуре. Пример нефтяной залежи массивного типа (пласт Т Трушниковского месторождения) приведен на рис.12. Для такого типа залежей изопахиты распределяются равномерно от внешнего контура залежи до ее сводовой части (рис.12).
Пример залежи с замещением пластов-коллекторов плотными породами (пласт Д1 Трушниковского месторождения) приведен на рис.13. На литологически ограниченных залежах, связанных с литолого-фациальным замещением коллекторов, а также в случаях замещения внутри пластовых залежей при построении карт эффективных и нефте(газо)-насыщенных толщин граница замещения коллекторов проводится на половине расстояния между скважинами, вскрывшими коллекторы и плотные породы. Эффективная толщина на границе зоны замещения принимается равной нулю, от нее к ближайшим продуктивным скважинам проводится линейная интерполяция. Для пласта Д1 Трушниковского месторождения (рис.13) зоны замещения проведены для северного поднятия между скважинами 345, 287 (коллектор) и 284 (плотная порода); для Южного поднятия – между скважинами 343, 342 (коллектор) и 285 (плотная порода).
6.6. Обоснование подсчетных параметров
Коэффициенты открытой пористости и нефте(газо)-насыщенности залежей могут быть рассчитаны по керну или по геофизическим данным. При расчете по керну принимается среднее арифметическое значение наблюденных значений из проницаемых интервалов пласта. Если в основу берутся геофизические данные, то предварительно взвешиванием по толщине проницаемых интервалов определяются средние значения по скважинам и с их учетом вычисляются средние арифметические значения по залежам.
Если по залежи имеется достаточное число определений проницаемости по керну, то для коллекторов возможно построение графика зависимости проницаемости от геофизических показателей (методы ПС или ГК). При условии информативности построенных графиков устанавливается значение геофизических методов, соответствующее кондиционному значению наличия коллекторов.
Пересчетный коэффициент и плотность нефти в поверхностных условиях для нефтяных залежей рассчитываются как средние арифметические из имеющихся определений.
Среднее начальное пластовое давление и пластовая температура газовых залежей вычисляются с учетом глубины центров тяжести залежей.
Коэффициент сжимаемости реального газа определяется на основе состава пластового газа из исследуемой залежи.
7. Оценка начальных извлекаемых запасов нефти и газа
7.1. Коэффициент извлечения нефти
Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qизв равны произведению величин начальных геологических запасов Qгеол и конечного коэффициента извлечения КИН:
Qизв = Qгеол КИН
Отсюда коэффициент извлечения нефти есть отношение величин извлекаемых запасов к геологическим:
КИН = Qизв / Qгеол
Проектный (конечный) коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных геологических запасов технологически может быть извлечена при разработке залежи (технологический КИН) или до предела экономической рентабельности (экономический КИН).
В общем виде проектный коэффициент извлечения можно представить как:
КИН = Квыт Кохв , где
Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой;
Кохв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.
Под коэффициентом вытеснения Квыт понимается отношение количества нефти, вытесненного при промывке коллектора рабочим агентом (водой) к начальному количеству нефти в этом коллекторе. Оценку Квыт производят в лабораторных условиях по керну. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, после чего производится насыщение модели пласта нефтью.
Рис.14. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от коэффициента подвижности. Пласт Бш. Дороховское месторождение (Пермский край)
Перед процессом непосредственного вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких к пластовым. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20-30 поровых объемов.
Для месторождений Пермского края обоснованы и длительное время успешно опробованы надежные методики оценки Квыт как опытным путем в лабораторных условиях по керну, так и на основе установленных для различных типов залежей и районов логарифмических функциональных зависимостей вида:
Квыт = A ln(k/о) + B [9], где
k – проницаемость коллектора; о – относительная вязкость нефти, численно равная отношению вязкостей нефти н и воды в.
Пример зависимости коэффициента вытесне0ния Квыт от коэффициента подвижности k/ приведен на рис.14.
Под коэффициентом охвата вытеснением Кохв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На величину Кохв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.). В настоящее время нет надежных методов прямой оценки Кохв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом:
Кохв = КИН / Квыт
При использовании данного метода Квыт оценивается либо по лабораторным данным, либо по зависимости Квыт=f(k/о). Величина проектного КИН может быть оценена на основе расчетов гидродинамического моделирования. Система разработки считается приемлемой, если расчетное значение Кохв>0,8.
При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, также как и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные геологические запасы умножаются на проектный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот КИН используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.
Наряду с проектным КИН различают текущий коэффициент извлечения нефти, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным геологическим запасам. По мере выработки запасов величина текущего коэффициента извлечения нефти планомерно приближается к проектному КИН.
7.2. Методы определения проектных коэффициентов извлечения нефти
Величина проектного КИН зависит от комплекса геолого-физических факторов и определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного пласта, проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной и др. К определяющим величину КИН факторам, в первую очередь также необходимо отнести относительную вязкость нефти по воде о, численно равную отношению вязкостей нефти н и вытесняющего агента – воды в. Чем больше о тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. На величину КИН оказывают влияние природный режим залежи. Кроме этого КИН определяется технологией разработки, т.е. плотностью сетки добывающих скважин, методами и способами интенсификации добычи нефти, реализацией системы поддержания пластового давления ППД и т.п.
При подсчете запасов после завершения разведки и при пересчете запасов составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти ТЭО КИН. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается КИН того варианта, который наиболее рационален с учетом наиболее полного извлечения запасов и технико-экономических показателей разработки.
На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет КИН может быть обоснован на многомерных статистических моделях. Статистический метод особенно эффективен для территорий с длительным опытом разработки месторождений, где можно выделить большое количество залежей аналогов со сходными геолого-технологическими характеристиками. Статистические модели оценки КИН могут быть реализованы для схожих типов эксплуатационных объектов и территорий со сходными геолого-технологическими условиями. В качестве примера здесь можно привести успешно апробированную в условиях Пермского края зависимость оценки КИН для терригенных визейских залежей (разрабатываемых с системой ППД) [4]:
КИН = -0,615 + 0,0039hн + 2,04Кп + 0,0090Pb - 0,000272Sскв-птд + 0,000243G + 0,0322ПР + 0,0018СКВн-птд + 0,641Квыт при R=0,71.
Диапазоны варьирования величин показателей, при которых можно выполнять расчеты: нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта hн – от 1 до 30 м; пористость Кп – от 0,11 до 0,24 д.е.; давление насыщения нефти Pb – от 4,5 до 17,5 МПа; начальное газосодержание нефти G – от 7 до 270 м3/т; плотность сетки скважин в проектном документе Sскв-птд – от 7,2 до 60 Га/скв.; содержание парафина ПР – от 1,7 до 9,8 %; проектный фонд нагнетательных скважин СКВн-птд – от 1 до 20 шт.; коэффициент вытеснения нефти Квыт – от 0,51 до 0,71 д.е.
Альтернативным является покоэффициентный метод, в котором проектный коэффициент извлечения нефти определяется по формуле:
КИН = Квыт Кохв Кз , где
Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой; Кохв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения; Кз – коэффициент заводнения.
Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при предельно высокой обводненности продукции (обычно принимается от 95 до 99%). Недостатком покоэффициентного метода является невозможность достоверно учесть в расчетах величину Кохв, что затрудняет использование данного метода при решении реальных практических задач.
В настоящее время обоснование КИН проводится, как правило, на геолого-технологических (гидродинамических) моделях. Их геологическая часть включает трехмерное геологическое представление залежи в виде цифровой модели. Технологическая часть включает полную информацию по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин (интервалы перфорации, ввод в эксплуатацию, история работы во времени и т.д.)
7.3. Подсчет запасов растворенного в нефти газа
Одной из важнейших задач развития нефтегазовой отрасли России последнего времени ставится обеспечение наиболее полной утилизации (использования) попутно добываемого с нефтью газа. Потери добываемого газа для России в настоящее время чрезвычайно высоки (порядка 35% от потенциально возможной добычи попутного и свободного газа). Если в США ежегодно добывается около 80 млрд куб.м попутного газа, то в России – лишь 20 млрд куб.м, при значительном превышении добычи нефти в России. С учетом этого достоверный подсчет запасов попутного газа является обязательным при проектировании разработки современных нефтяных месторождений.
Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа Qгеол–рг определяются по начальным геологическим запасам нефти Qгеол и начальному газосодержанию G, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:
Qгеол–рг = Qгеол G
На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qизв–рг оказывает влияние режим залежи. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и ее газосодержанием:
Qизв–рг = Qизв G
При водонапорном и упруго-водонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. При эксплуатации на режимах истощения пластовой энергии необходим дополнительный мониторинг изменения газового фактора в процессе разработки.
7.4. Коэффициент извлечения свободного газа
В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа в РФ подсчитываются только геологические запасы, подразумевая, что КИГ равен единице. Однако опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр не достигается. По данным обобщения сведений по залежам, законченным разработкой, КИГ для залежей с газовым режимом составляет 0,92. для залежей, работавших на упруговодонапорном режиме – 0,87.
Наиболее достоверно КИГ может быть оценен для залежей с газовым режимом в зависимости от конечного пластового давления. Для газовых залежей с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных геологических запасов газа должен быть правильно определен природный режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.
Проектные коэффициенты извлечения для залежей газоконденсатных месторождений РФ, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,60 до 0,85.
8. Порядок выполнения контрольной работы «Подсчет запасов нефтяной залежи объемным методом»
Контрольная работа выполняется студентом по индивидуальному заданию на основе исходных данных (приложение 3). Все построения выполняются на планшетах формата А4 в едином масштабе.
В ходе выполнения подсчета геологических запасов залежи нефти объемным методом необходимо последовательно построить следующий набор карт:
по кровле продуктивного пласта с нанесением внешнего контура нефтеносности ВНК;
по подошве продуктивного пласта с нанесением внутреннего контура ВНК;
эффективных толщин;
нефтенасыщенных толщин.
Структурная карта отображает геологическое строение, морфологию, размеры, глубину залегания картируемого горизонта. На криволинейных участках изгиба изогипс простирание в любой точке направлено по касательной к данной точке, а падение – перпендикулярно к ней. При уменьшении углов падения пластов изогипсы будут расходиться и, наоборот, при увеличении углов падения будут сближаться.
Эффективная толщина (толщина коллектора, насыщенного нефтью или водой), определяется разницей отметок подошвы и кровли проницаемого интервала.
Нефтенасыщенная толщина (толщина коллектора, насыщенного только нефтью) может быть равна эффективной, если весь пласт насыщен нефтью, или быть меньше, когда часть коллектора водонасыщена.
Р
ис.15. Построение структурной карты по способу треугольников
В числителе дроби – номер скважины,
в знаменателе – абсолютная отметка кровли (подошвы) пласта.
Построение структурных карт по кровле и подошве продуктивного пласта выполняется в системе плоских прямоугольных координат Гаусса-Крюгера методом треугольников. Сечение изогипс принимается кратной 10 метрам. При проведении интерполяции значений абсолютных отметок между двумя соседними скважинами предполагается, что их изменение происходит по линейному закону.
На топографическую основу по координатам наносится местоположения скважин (рис.15). Рядом со скважиной показывают: в числителе – номер скважины, в знаменателе – абсолютную отметку кровли пласта. Способ для составления структурных карт состоит в том, что скважины соединяют линиями так, чтобы образовалась система треугольников. Затем проводят интерполяцию между скважинами. Если абсолютная отметка кровли пласта в скважине 1 (рис.15) составляет минус 593 м и в скважине 15 – минус 625 м, то интерполяция проводится таким образом, чтобы найти точки с отметками изогипс: – 600 м; – 610 м; – 620 м. Затем одноименные отметки соединяют плавными линиями.
На рис.16, 17 приведены структурные карты, построенные по кровле и подошве продуктивного пласта. Задаваясь данными из прил.3, на структурные карты кровли и подошвы пласта наносят изогипсу с горизонтальным положением водонефтяного контакта (минус 1985 м – на рис.16, 17). Изогипса отметки ВНК на карте кровли продуктивного пласта является внешним контуром нефтеносности, ограничивая размеры нефтяной залежи. Изогипса отметки ВНК на карте подошвы продуктивного пласта является внутренним контуром нефтеносности, ограничивая размеры чистой нефтяной зоны (ЧНЗ) залежи.
Площадь между внутренним и внешним контурами нефтеносности составляет водо-нефтяную зону (ВНЗ), в ее пределах находятся как нефтенасыщенные (выше ВНК), так и водонасыщенные (ниже ВНК) коллекторы. При перфорации на всю эффективную толщину скважины, находящиеся в ВНЗ, дают одновременно нефть и воду. Поэтому для скважин в ВНЗ перфорируют только верхнюю нефтенасыщенную часть.
Карта эффективных толщин (рис.18) строится путем интерполяции значений толщин коллекторов в скважинах. Сечение изопахит принимается в зависимости от толщин кратной 1-му или 2-м метрам. Далее на карту эффективных толщин копируют внешний и внутренний контуры нефтеносности, снятых со структурных карт кровли и подошвы. Эта карта имеет важное значение при проектировании системы заводнения.
Масштаб 1:75000
Рис.16. Структурная карта по кровле продуктивного пласта
Условные обозначения:
 - стратоизогипса кровли пласта
 - внешний контур нефтеносности
|
-
|
номер скважины
|
абсолютная отметка кровли пласта
|
Масштаб 1:75000
Рис.17. Структурная карта по подошве продуктивного пласта
Условные обозначения:
- стратоизогипса подошвы пласта
 - внутренний контур нефтеносности
|
-
|
номер скважины
|
абсолютная отметка подошвы пласта
|
Масштаб 1:75000
Рис.18. Карта эффективных толщин
Условные обозначения:
- изолиния эффективных толщин
- внешний контур нефтеносности
- внутренний контур нефтеносности
|
-
|
номер скважины
|
эффективная толщина
|
Таблица 1
|
F, см2
|
F, м2
|
hн ,м
|
V, м3
|
F1
|
…
|
…
|
…
|
…
|
F2
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
F3
|
…
|
…
|
…
|
…
|
Итого:
|
…
|
…
|
…
|
…
|
Построение карты нефтенасыщенных толщин (рис.19) производится следующим образом. Первоначально на планшет со структурных карт переносятся местоположение скважин, внешний и внутренний контуры нефтеносности. В пределах внутреннего контура нефтеносности полностью переносится рисовка с карты эффективных толщин, так как в пределах ЧНЗ залежи находятся только нефтенасыщенные коллекторы. После этого проводится интерполяция значений нефтенасыщенных толщин с учетом нулевой изопахиты на внешнем контуре.
Подсчет геометрического объема залежи нефти осуществляется с помощью подсчетной палетки. Для этого на прозрачной кальке наносится сетка с ячейками 1х1 см, после чего готовится таблица по образцу (табл.1).
Например, путем наложения палетки на карту нефтенасыщенных толщин (рис.19) можно последовательно произвести расчет площадей, оконтуренных изопахитами от нуля до 4 м (F0-4), от 4 до 8 м (F4-8), от 8 до 12 м (F8-12), от 12-16 м (F12-18), от 16 до 20 м (F16-20) и более 20 м (F20). Результат для каждой рассчитанной площади вносится в графу «F, см2» таблицы 1. Затем с учетом масштаба результаты пересчитывается в м2 и вносятся в графу «F, м2».
Масштаб 1:75000
Рис.19. Карта нефтенасыщенных толщин
Условные обозначения:
- изолиния нефтенасыщенных толщин
- внешний контур нефтеносности
- внутренний контур нефтеносности
|
-
|
номер скважины
|
эффективная толщина
|
Далее в графу «hн, м» таблицы 1 заносятся средние значения толщин, ограниченных изолиниями расчетных площадей. Например, для площади F0-4, ограниченной изопахитами от нуля до 4, среднее значение hн=2 м. Произведение каждой площади на толщину Fhн позволяет рассчитать объем V соответствующего участка нефтеносного пласта. Геометрический объем всей залежи определяется путем их последующего суммирования:
V=F1hн1+F2hн2+…+Fnhнn
Расчет геологических запасов нефти (тыс.т) производится по формуле объемного метода:
Qгеол = V Кп Кн , где
V – геометрический объем нефтеносного пласта, м3;
Кп – коэффициент открытой пористости, д.е.;
Кн – коэффициент нефтенасыщенности, д.е.;
– плотность нефти на поверхности, кг/м3;
– пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти: =1/b;
b – объемный коэффициент пластовой нефти.
Извлекаемые запасы нефти (тыс.т) рассчитываются как часть геологических с учетом принятого коэффициента извлечения нефти:
Qизв = Qгеол КИН
Геологические и извлекаемые запасы растворенного в нефти газа (млн м3) рассчитываются через начальное газосодержание нефти G:
Qгеол–рг = QгеолG и Qизв–рг = QизвG
В результирующей части контрольной работы должны быть приведены величины геологических и извлекаемых запасов для нефти (тыс.т) и растворенного в нефти газа (млн м3).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Справочник. М.: Недра, 2004.
2. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. – М.: Недра, 1990.
3. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
4. Галкин С.В., Поплаухина Т.Б., Распопов А.В., Хижняк Г.П. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей //Нефтяное хозяйство. М., 2009.№ 4,с.38-39.
5. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1985.
6. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И.,
Нефтегазопромысловая геология: Учебник для вузов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 414 с.
7. Каналин В.Г., Вагин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. - М: Недра, 1997.
8. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. – М.: Недра, 1996.
9. Митрофанов В.П., Хижняк Г.П. Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом. Пермь, 1996.
10. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М: Недра, 1990.
11. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39-007-96. – М.; Минтопэнерго РФ, 1996. - 203 с.
Приложение 1
Содержание учебной программы курса
«Нефтегазопромысловая геология»
Обязательный минимум содержания дисциплины
Содержание дисциплины
(дидактические единицы)
|
Всего
часов
|
Нефтегазопромысловая геология:
залежи нефти и газа; коллекторские свойства горных пород; свойства пластовых флюидов; выделение коллекторов и нефте-газонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин; фильтрационно-емкостные свойства коллекторов; корреляция разрезов скважин; геологические модели залежей углеводородов; подсчет запасов месторождений нефти и газа; геологические и извлекаемые запасы месторождений; категоризация запасов; коэффициент извлечения нефти; коэффициент извлечения газа; природные режимы нефтяных и газовых залежей; разработка залежей нефти на естественном режиме и с поддержанием пластового давления; геолого-промысловый контроль за разработкой месторождений нефти и газа
|
100
|
Перечень тем лабораторных занятий дисциплины
Номер темы
|
Наименование темы лабораторного занятия
|
Тема 2
|
Определение по комплексу геофизических методов исследования скважин литологического состава пород
|
Тема 3
|
Выделение проницаемых пластов; определение характера насыщения продуктивных интервалов
|
Тема 4
|
Детальная корреляция разрезов скважин и составление сводных геологических разрезов
|
Тема 6
|
Определение положения водонефтяного контакта залежи нефти
|
Тема 14
|
Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяной залежи
|
Тема 14
|
Геологическое обоснование мероприятий по регулированию разработки нефтяных залежей
|
Содержание разделов учебной дисциплины
Введение
Нефтегазопромысловая геология как составная часть теоретических основ разработки нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений. Цель и задачи нефтегазопромысловой геологии, объекты ее исследования, современное состояние. Общая характеристика мировых запасов нефти и газа. Задачи курса и учебная литература.
|
