Картопостроение и подсчет запасов нефти объемным методом

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методические указания

Картопостроение и подсчет запасов нефти объемным методом

Введение

Настоящие методические указания предназначены для изучения студентами методики объемного метода подсчета запасов нефти и растворенного газа, основных принципов обработки информации и основных понятий, используемых в процессе подсчета запасов.

В данных методических указаниях излагаются некоторые методы обработки информации для построения карт и подсчета запасов нефти объемным методом, в том числе координат скважин, отметок глубины залегания кровли и подошвы продуктивного пласта, глубины залегания водонефтяного контакта, и др.

Задания, предложенные в данной работе, направлены на расширение представления студентов о таких элементах проектирования разработки нефтяных месторождений, как построение графических карт и подсчет начальных запасов нефти, о закономерной зависимости получаемых в процессе подсчета запасов нефти результатов от качества входящей информации, а также на овладение основными терминами и понятиями, используемыми при этом. В результате выполнения заданий студент должен изучить и освоить методики основных расчетов, применяемых при построении карт и подсчете запасов.

1. Общие сведения

1.1 Сущность объемного метода

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 на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, на среднее значение коэффициента открытой пористости и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности.

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 коэффициента , учитывающего усадку нефти.

Подсчет балансовых запасов нефти, содержащихся в залежи, производится объемным методом по формуле:

QНБАЛ=F•H•KП •КН • •, (1)

где QНБАЛ - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м3;

H - нефтенасыщенная толщина, м;

KП - коэффициент пористости, д.ед.;

КН - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

- пересчетный коэффициент, д.ед.;

- плотность нефти в стандартных условиях, т/м3.

При этом выражение F•H определяет объем коллекторов залежи, F•H•KП - объем пустотного пространства пород, F•H•KП•КН - объем пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена 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.. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных.

Запасы растворенного газа определяются умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (м3/т).

1.1.1 Площадь нефтеносности

Площадь нефтеносности для каждой залежи определяется исходя из принятых отметок ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Структурные карты по кровле коллекторов составлены в масштабе 1:25000, исходя из отметок кровли верхнего и подошвы нижнего проницаемых прослоев продуктивных пластов.

При структурных построениях учитываются все скважины, числящиеся на балансе месторождения, а также могут привлекаться скважины, расположенные за пределами границ лицензионного участка и числящиеся на соседних месторождениях. Границы залежи в приконтурных скважинах проводятся с учетом характера насыщения конкретно по каждой скважине.

Достоверность определения площадей нефтеносности для залежей определяется, прежде всего, достоверностью структурных карт по кровле (подошве) коллекторов, а для залежей с литологическим экраном - от достоверности этого экрана.

Внешние и внутренние контуры нефтеносности проводятся на структурных картах соответственно по кровле и подошве коллекторов, исходя из принятых при подсчете запасов положений ВНК по ближайшим скважинам.

Замеры площадей проводятся раздельно по зонам (нефтяная, водонефтяная), по участкам с запасами разных категорий (С1, C2), с учетом карты водоохранных зон.

1.1.2 Средние нефтенасыщенные толщины

Выделение эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов проводится с использованием всего комплекса геолого-геофизической информации, проведенного для каждой скважины на отдельном планшете с увязкой по глубинам в масштабе 1:200. Там же, кроме диаграмм ГИС, приводятся результаты испытания скважин, вынесенный керн, согласно описанию, и средние значения открытой пористости по данным лабораторного исследования керна. После нанесения керна и первичному описанию проводится увязка его с каротажными диаграммами с целью определения его истинного положения в разрезе. В качестве количественных критериев разделения пород на коллекторы и неколлекторы используются критические (граничные) величины фильтрационно-емкостных свойств.

При увязке керна с каротажем учитываются и другие лабораторные определения, выполненные на образцах керна: остаточная водонасыщенность, карбонатность и гранулометрический состав. Все определения физических свойств, сделанные на образце керна, характеризующие проницаемые разности и вошедшие в выделенные интервалы коллекторов, используются при оценке средних значений параметров продуктивных пластов. Отбивка границ проницаемых прослоев производится на геолого-геофизических разрезах с точностью ±0,2 м. В соответствии с этим выделяются все проницаемые прослои толщиной 0,4 м и более.

Отнесение выделенных эффективных толщин к нефтенасыщенным проводится с учетом всех имеющихся данных, прежде всего количественной интерпретации ГИС и опробования. В случаях, когда установление характера насыщения по этим данным было невозможно из-за малой толщины, нефтенасыщенными считались проницаемые прослои, залегающие выше ВНК, принятого по данному объекту.

По результатам определения суммарной толщины в скважинах по каждому подсчетному объекту строятся карты эффективных нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит чаще всего через 1 м, 2 м или 4 м.

1.1.3 Коэффициент открытой пористости

Открытая пористость пород определяется двумя способами: прямым, непосредственно на образцах керна в лабораториях, и методами промыслово-геофизических исследований. Далее производится количественный и качественный анализ степени охарактеризованности продуктивной части пластов определениями пористости по керну и ГИС.

Наибольшую охарактеризованность разреза определениями пористости имеют методы ГИС. Определенные по ГИС величины Кп сопоставляются с результатами анализов керна. Пористость определяется для каждого прослоя. Для более детальной оценки пористости по пласту по средневзвешенным рачениям пористости по скважинам для каждого продуктивного пласта строятся карты равных значений пористости, которые используются при подсчете запасов.

1.1.4 Коэффициент нефтенасыщенности

Оценка коэффициента нефтенасыщенности проводится двумя способами: по результатам лабораторных исследований образцов керна, исходя из величины остаточной водонасыщенности и по результатам интерпретации ГИС. Данные керна по новым скважинам позволяют получить актуальные петрофизические зависимости для количественной интерпретации материалов ГИС и определить достоверные значения нефтенасыщенности коллекторов.

Значение нефтенасыщенности определяется для каждого продуктивного прослоя. По этим данным для каждого пласта строятся карты равных значений нефтенасыщенности.

1.1.5 Плотность нефти

Этот подсчетный параметр определяется по результатам исследования поверхностных и глубинных проб нефтей. В последнем случае плотность дегазированной нефти замеряется после однократной и ступенчатой сепарации.

Поскольку реальный процесс разгазирования нефти на промысле соответствует ступенчатой сепарации, то при подсчете запасов величина плотности нефти, а также взаимосвязанные с ней параметры (объемный коэффициент и газосодержание), принимаются по результатам исследования глубинных проб нефти способом ступенчатой сепарации.

Для пластов, по которым глубинные пробы нефти не отбирались, плотность нефти принимается по аналогии со сходными пластами этого или ближайших месторождений, при условии сходства физико-химических свойств нефти и единого поля нефтеносности по структурно-тектоническим построениям продуктивного пласта.

1.1.6 Пересчетный коэффициент

Для учета изменения объема нефти при переходе от пластовых к поверхностным условиям в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент. Величина пересчетного коэффициента зависит главным образом от газосодержания и определяется по результатам исследования глубинных проб пластовых нефтей по величине объемного коэффициента или усадки, с которыми пересчетный коэффициент связан следующими соотношениями:

, (2)

Q - пересчетный коэффициент, доли единицы;

b - объемный коэффициент, доли единицы;

е -усадка нефти, доли единицы.

1.1.7. Газовый фактор

Газосодержание пластовых нефтей обычно определяется экспериментальным путем разгазирования глубинных проб и непосредственно на скважинах по результатам замеров дебита газа через трап при испытании.

Вторая величина существенно отличается от первой по всей вероятности из-за неточности определения объема газа при испытании. При пробной эксплуатации замер газового фактора не производился.

1.2 Категорийность запасов

Категорийность запасов нефти, а также растворенного в ней газа определяется согласно требований «Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов Нефти и горючих газов", 1983 г. и "Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР №126 от 7.02.2001 г.

При выделении категорий, помимо степени изученности параметров на рассматриваемом месторождении, учитывается сходство характеристик коллекторов, физико-химического состава нефтей и условий залегания залежей соседних месторождений, запасы которых утверждены в ГКЗ.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие).

3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа.

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытесне¬ния нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторожде¬ния нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследова¬ний:

- неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

- в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и кон¬денсата определены в общих чертах по результатам геологиче¬ских и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефтей или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при плани-ровании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категории С1 и С2.

Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-сратигра-фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных peгиональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторож-дениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

1.3 Геометризация залежей нефти

1.3.1 Построение структурных карт

Структурные карты показывают наглядное изображение форм подземного рельефа и позволяют определить границы залежи в пространстве. Построение структурных карт по кровле и подошве продуктивного пласта при подсчете запасов является обязательным и проводится с использованием данных эксплуатационного и поисково-разведочного бурения, а также результатов сейсморазведки и ГИС. Построение структурных карт по кровле (подошве) горизонта производится путем совместной интерполяции отметок кровли (подошвы) по скважинам и отметок кровли (подошвы) отражающего горизонта по данным сейсморазведки.

Высота сечения изолиний при построении структурных карт выбирается с учетом масштаба проводимых построений, крутизны залегания пород и требуемой детальности изображения.

1.3.2 Обоснование положения флюидальных контактов

При построении геологической модели и при подсчете запасов нефтяной залежи устанавливается ВНК - водонефтяной контакт (для газовой залежи ГВК - газоводяной контакт), показывающий границу раздела в зоне двухфазной фильтрации и являющийся нижней границей залежи.

Для установления положения контакта в разрезе скважин используют:

- прямую информацию о нефтегазонасыщенности разреза, получаемую в процессе проводки скважин - при интерпретации данных ГИС и прямых определений остаточной нефтенасыщенности по керну и шламу;

- прямую информацию о нефтегазонасыщенности разреза, получаемую при испытании пластов в процессе бурения и в колонне;

- результаты измерения пластового давления в открытом стволе с помощью приборов на каротажном кабеле;

- результаты интерпретации данных ГИС.

Для обоснования положения контакта и проведения границ залежей строится схема опробования скважин и обоснования контактов. Для построения схемы используются скважины, в которых положение флюидального контакта сожно определить по данным ГИС и опробования скважин. На схему (рис.1) наносятся колонки разрезов выбранных скважин с указанием их гипсометрического положения и характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации, сведения о результатах опробования, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС).



Рисунок 1. Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи по данным РИГИС. Интервалы: 1-нефтенасыщенный, 2-непроницаемый, 3-перфорированный, 4-водонасыщенный, 5-с неясной характеристикой; Н - дебит нефти; В - обводненность нефти в % или дебит воды в м3/сут.

Флюидальный контакт бывает горизонтальным, наклонным или представляет собой сложную поверхность.

Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности представляют собой линию пересечения поверхности контакта с кровлей и подошвой пласта. Построение контуров для залежей с горизонтальной поверхностью контакта затруднений не вызывает - линии контакта будут параллельны изогипсам. Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

Для построения внешнего (внутреннего) контура нефтегазоносности залежи с наклонным контактом используются структурная карта кровли (подошвы) пласта и карта поверхности соответствующего контакта. Линии внешнего и внутреннего контуров получают как линию пересечения структурной поверхности кровли (подошвы) продуктивного пласта и поверхности контакта.

1.3.3 Построение карт общих, эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных толщин

Карты эффективных и эффективных насыщенных толщин строят для определения эффективного объема залежей нефти и газа.

Карты эффективных толщин можно построить несколькими способами. При построении карты вручную проводят интерполяцию значений эффективных толщин, выделенных в разрезе скважин по данным ГИС. Основным способом построения карт эффективных толщин является метод треугольников.

Также распространенным является метод построения карты эффективных толщин путем перемножения карты общих толщин пласта (от кровли до подошвы пласта, для карт эффективных нефтенасыщенных толщин - до ВНК) на карту коэффициента доли коллекторов в разрезе пласта (карту коэффициента песчанистости). Полученная таким образом карта эффективных толщин учитывает внутреннюю неоднородность продуктивного пласта.

Для залежей пластового типа карты эффективных нефтенасыщенных толщин строят раздельно для ЧНЗ и ВНЗ. На карте отмечается положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Положение изопахит в пределах внутреннего контура нефтеносности остается без изменений. Далее строятся изопахиты в водонефтяной зоне - внешний контур нефтеносности принимается равным нулю, изопахиты в межконурной зоне проводятся птем интерполяции между значениями изопахит на границе внутреннего контура нефтеносности с учетом скважин, расположенных в водонефтяной зоне.

Для массивных залежей учитывается величина эффективной нефтенасыщенной толщины, связанная с высотой залежи.

1.4 Подсчет запасов нефти на разных стадиях изученности

1.4.1 Подсчет запасов на стадии поиска

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 категории С2.

1.4.2 Подсчет запасов на стадии оценки

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.

Параметры залежи определяются по данным, полученным в единичных скважинах и по аналогии по близлежащим залежам. Нужно учесть, что редкая сетка 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.

При подсчете запасов на данной стадии выделение и расчет почти всех подсчетных параметров (кроме площадей) проводится на основе кондиционных пределов, определенных с учетом опробования. Площадь залежей контролируется внешним контуром нефтеносности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Границы выклинивания и замещения проводятся на середине расстояния между скважинами вскрывшими и невскрывшими коллектор.

Таким образом, на стадии оценки решаются следующие вопросы:

- установление характеристик пластовых углеводородных систем;

- изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях;

- изучение фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов;

- определение эффективных толщин, значений пористости, нефтегазонасыщенности;

- предварительная геометризация залежей и подсчет запасов по категориям С2 и частично С1.

1.4.3 Подсчет запасов по завершении разведочного этапа

При подсчете запасов на стадии разведки и пробной эксплуатации подготавливается необходимая информация для проектирования промышленного освоения месторождения.

По завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход способствует в первую очередь равномерному изучению разреза отложений нефтяных залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно для повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку.

1.4.4 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, и проводится с целью оценки текущих запасов и для составления или корректировки проектных документов на разработку.

Объектом подсчета запасов является разрабатываемая залежь, разбуренная в соответствии с утвержденным технологическим документом.

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.

2. Задание для выполнения лабораторной работы

1) Построить структурную карту по кровле пласта в масштабе 1:25000 на формате А4.

2) Построить карту эффективных нефтенасыщенных толщин в масштабе 1:25000 на формате А4.

3) Вычислить величину начальных геологических запасов нефти объемным методом по формуле (1).

Данные для работы предоставлены в виде табличных и графических приложений:

П.1.1 - табличные данные для проведения расчетов;

П.1.2 - табличные данные для двумерного картопостроения;

П.1.3 - оформление структурной карты по кровле пласта.

П.1.4 - оформление карты начальных эффективных нефтенасыщенных толщин. карта запас нефть объемный

3. Порядок выполнения лабораторной работы

1. Построение структурной карты по кровле пласта

1) Определение размеров области построения с учетом необходимого масштаба изображения;

2) Разметка линий сетки координат, нанесение значков скважин;

3) Интерполяция значений глубины залегания кровли пласта между соседними скважинами;

4) Нанесение изолиний глубины структурной поверхности на карту с шагом 2 м;

5) Определение глубины залегания ВНК в соответствии с табличным приложением П.1.1.

6) Нанесение изолинии внешнего контура ВНК (пересечение глубины залегания ВНК и кровли пласта) на карту.

7) Нанесение изолинии внутреннего контура ВНК (пересечение глубины залегания ВНК и подошвы пласта) на карту.

8) Самостоятельный выбор «опробованной» скважины, ранжирование областей категорий запасов (категорию С1 изобразить в виде квадрата стороной в 4 шага сетки скважин, в центре которого находится «опробованная» скважина);

9) Оформление карты в соответствии с приложением П.1.3.

2. Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин

1) Определение размеров области построения с учетом необходимого масштаба изображения;

2) Разметка линий сетки координат, нанесение значков скважин;

3) Вычисление значений эффективной нефтенасыщенной толщины пласта для каждой скважины как расстояние от кровли до подошвы пласта (для скважин в чистонефтяной зоне - ЧНЗ), либо до ВНК (для скважин в водонефтяной зоне - ВНЗ) с учетом коэффициента песчанистости;

4) Интерполяция значений эффективной нефтенасыщенной толщины между соседними скважинами;

5) Нанесение изолиний эффективных нефтенасыщенных толщин, внешнего контура ВНК, внутреннего контура ВНК на карту;

6) Ранжирование областей между изолиниями;

7) Оформление карты в соответствии с приложением П.1.4.

3. Подсчет начальных запасов нефти объемным методом

1) Используя простроенные ранее структурную карту по кровле пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, вычислить площадь залежи в целом, площади ЧНЗ и ВНЗ, площади категорий С1 и С2, а также площади их взаимных пересечений;

2) Для каждого найденного значения площади используя данные по захватываемым скважинам вычислить значение средней эффективной нефтенасыщенной толщины;

3) Вычисление величины начальных геологических запасов нефти;

4) Заполнение итоговой таблицы:

	Начальные геологические запасы, тыс.т
Категория	С1	С2	С1+С2
ЧНЗ
ВНЗ
В целом

4. Вопросы к защите лабораторной работы

1) Сущность объемного метода подсчета запасов.

2) Формула и подсчетные параметры объемного метода.

3) Основные проблемы применения объемного метода.

4) Определение площади нефтеносности залежи.

5) Определение средней эффективной нефтенасыщенной толщины.

6) Оценка коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности.

7) Определение плотности нефти, пересчетного коэффициента, газового фактора (газосодержания).

8) Категории запасов: А, В.

9) Категории запасов: С1, С2.

10) Категории запасов: С3, Д1, Д2.

11) Построение структурных карт.

12) Обоснование положения флюидальных контактов

13) Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

14) Подсчет запасов на стадии поиска.

15) Подсчет запасов на стадии оценки.

16) Подсчет запасов по завершении разведочного этапа.

17) Подсчет запасов на разрабатывающихся залежах.

Данные для проведения расчетов

Глубина ВНК	Вариант
-2708	1	7	13	19	25	31
-2710	2	8	14	20	26	32
-2712	3	9	15	21	27	33
-2714	4	10	16	22	28	34
-2716	5	11	17	23	29	35
-2718	6	12	18	24	30	36
Песчанистость, д.ед.	0,72	0,75	0,78	0,81	0,84	0,87
Пористость, д.ед.	0,21	0,20	0,19	0,18	0,17	0,16
Нефтенасыщенность, д.ед.	0,50	0,55	0,60	0,65	0,70	0,75
Пересчетный коэффициент, д.ед.	0,90	0,87	0,84	0,81	0,78	0,75
Плотность нефти в ст. у., т/м3	0,83	0,82	0,81	0,80	0,79	0,78

Данные для картопостроения

№	X, м	Y, м	Тип	Глубина кровли, м	Глубина подошвы, м
1	930780	692599	Добывающие	-2716,8	-2720,3
2	931030	692166	Добывающие	-2716,1	-2718,7
3	931030	693032	Добывающие	-2716,5	-2719,9
4	931030	693898	Добывающие	-2716,3	-2720,4
5	931280	692599	Нагнетательные	-2712,8	-2717,3
6	931280	693465	Нагнетательные	-2712,3	-2718,0
7	931530	692166	Добывающие	-2716,4	-2720,3
8	931530	693032	Добывающие	-2708,5	-2714,8
9	931530	693898	Добывающие	-2716,8	-2720,0
10	931780	692599	Добывающие	-2712,3	-2717,9
11	931780	693465	Добывающие	-2708,8	-2715,6
12	931780	694331	Добывающие	-2716,8	-2720,6
13	932030	692166	Нагнетательные	-2716,8	-2720,5
14	932030	693032	Нагнетательные	-2704,3	-2712,6
15	932030	693898	Нагнетательные	-2712,6	-2718,4
16	932030	694764	Нагнетательные	-2716,8	-2720,0
17	932280	691733	Добывающие	-2716,0	-2719,3
18	932280	692599	Добывающие	-2708,3	-2715,0
19	932280	693465	Добывающие	-2708,6	-2715,7
20	932280	694331	Добывающие	-2712,1	-2717,1
21	932530	691300	Добывающие	-2720,4	-2723,3
22	932530	692166	Добывающие	-2712,3	-2717,8
23	932530	693032	Добывающие	-2704,1	-2713,4
24	932530	693898	Добывающие	-2708,2	-2714,9
25	932530	694764	Добывающие	-2724,8	-2728,7
26	932780	691733	Нагнетательные	-2712,2	-2717,1
27	932780	692599	Нагнетательные	-2704,0	-2711,5
28	932780	693465	Нагнетательные	-2705,0	-2714,8
29	932780	694331	Нагнетательные	-2712,4	-2716,6
30	933030	691300	Добывающие	-2716,5	-2720,1
31	933030	692166	Добывающие	-2708,3	-2715,4
32	933030	693032	Добывающие	-2700,3	-2711,2
33	933030	693898	Добывающие	-2708,4	-2716,1
34	933280	691733	Добывающие	-2712,1	-2716,0
35	933280	692599	Добывающие	-2704,6	-2714,1
36	933280	693465	Добывающие	-2700,5	-2711,6
37	933280	694331	Добывающие	-2708,6	-2713,3
38	933530	692166	Нагнетательные	-2712,1	-2717,5
39	933530	693032	Нагнетательные	-2704,5	-2715,1
40	933530	693898	Нагнетательные	-2704,3	-2711,8
41	933780	691733	Добывающие	-2716,1	-2720,4
42	933780	692599	Добывающие	-2704,4	-2713,6
43	933780	693465	Добывающие	-2704,4	-2714,2
44	933780	694331	Добывающие	-2708,1	-2712,0
45	934030	692166	Добывающие	-2708,1	-2715,5
46	934030	693032	Добывающие	-2708,1	-2717,5
47	934030	693898	Добывающие	-2708,0	-2712,9
48	934030	694764	Добывающие	-2716,7	-2720,2
49	934280	691733	Нагнетательные	-2712,2	-2717,5
50	934280	692599	Нагнетательные	-2708,1	-2716,6
51	934280	693465	Нагнетательные	-2708,9	-2716,1
52	934280	694331	Нагнетательные	-2712,5	-2717,1
53	934530	691300	Добывающие	-2716,5	-2719,9
54	934530	692166	Добывающие	-2708,6	-2716,5
55	934530	693032	Добывающие	-2712,2	-2719,7
56	934530	693898	Добывающие	-2712,0	-2715,8
57	934530	694764	Добывающие	-2724,8	-2727,9
58	934780	691733	Добывающие	-2712,3	-2716,7
59	934780	692599	Добывающие	-2712,5	-2719,2
60	934780	693465	Добывающие	-2712,9	-2718,0
61	934780	694331	Добывающие	-2712,0	-2715,6
62	935030	691300	Нагнетательные	-2720,9	-2723,6
63	935030	692166	Нагнетательные	-2712,2	-2717,4
64	935030	693032	Нагнетательные	-2720,7	-2724,4
65	935030	693898	Нагнетательные	-2716,7	-2720,3
66	935280	691733	Добывающие	-2720,7	-2724,5
67	935280	692599	Добывающие	-2720,7	-2724,2
68	935280	693465	Добывающие	-2716,3	-2719,0
69	935280	694331	Добывающие	-2720,6	-2723,5

Оформление структурной карты по кровле пласта

Оформление карты начальных эффективных нефтенасыщенных толщин

Заключение

Освоение навыка построения графических карт и подсчета начальных запасов нефти объемным методом, и выполнение предложенных в методических указаниях работ расширит представление студентов об исходной информации и основах для дальнейшего проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений и позволит им применить полученные навыки в последующем в практической деятельности.

Список литературы

1. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа: учебное пособие / Томск: ТПУ, 2011. - 263 с.

2. Быбочкин А.М. и др. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке предоставления в государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при совете министров СССР (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов / Москва: ГКЗ, 1984 г. - 65 с.

Размещено на Allbest.ru