Оценка запасов ресурсов нефти и газа

Основные и попутные полезные ископаемые и компоненты. Понятие запасов и ресурсов нефти, горючих газов и конденсатов. Их категории, группы и назначение. Методы подсчёта залежей, оценка прогнозных ресурсов. Подготовленность разведанных месторождений.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид шпаргалка
Язык русский
Дата добавления 13.08.2013
Размер файла 3,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сущность действующей на территории РФ Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Основные и попутные полезные ископаемые, попутные полезные компоненты. Понятие запасов и ресурсов

Ресурсами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки предполагаемых скоплений углеводородов.

Запасами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных разведанных и разрабатываемых залежах углеводородов.

Классификация запасов и ресурсов месторождений - это нормативный методический документ, обуславливающий принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов. В наше время на территории Российской Федерации действует временная классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа, от 7.02.01.

1) единые для территории Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа в недрах по степени их изученности и народно-хозяйственному значению.

2) условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения;

3) основные принципы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа

Классификация запасов определяет требования комплексной оценки и рационального использования природных ресурсов исходя из основ законодательства Российской Федерации о недрах.

На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся: нефть и горючие газы.

К попутным полезным ископаемым: минеральные комплексы (горные породы), руды, подземные воды, рассолы, добыча которых при разработке основных полезных ископаемых и использовании в народном хозяйстве, экономически является целесообразным.

К попутным полезным компонентам относятся заключённые в полезных ископаемых минералы, металлы, другие химические элементы и их соединения, извлечение которых обоснованно технологическими и технико-экономическими расчетами.

В зависимости от формы нахождения связи, с основными полезными ископаемыми и с учетом требований к условиям их разработки попутные полезные ископаемые и компоненты разделяются на три основных группы:

1) Попутные полезные ископаемые, которые образуют самостоятельные, пласты, залежи или другие рудные тела в горных породах, вмещающих основных полезные ископаемые. Применительно к месторождениям нефти и газа - это подземные воды продуктивных пластов водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации I, Br, B, соединений Mg, K, Li, Rb, St и других, а также воды пригодные для бальнеологичных, теплоэнергичных и других целей.

2) Компоненты, заключенные в полезных ископаемых и выделяемые при его добыче в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах - попутный газ, в газоконденсатных - конденсат.

3) Попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных полезные ископаемые, выделяемые лишь при его переработке. На месторождениях нефти и битумов - S, Va, Ti, Ni. В свободном газе, в растворённые нефти газе - C2H6, C3H8, C4H10, H2S, He, Ar, Hg. В пластовых водах - I, Br, содержание металлов.

Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории А.

Категория А - запасы залежи изучены с детальностью, которая обеспечивает определение следующих основных параметров:

1) тип, форма, размер залежи;

2) эффективная нефтенасыщенная или газонасыщенная толщина;

3) тип коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;

4) нефте- и газонасыщенность пластов;

5) состав и свойства нефти, газа и конденсата;

6) основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность, пьезопроводность).

Запасы категории А подсчитываются по залежи, ее части, разбуренной с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Они подсчитываются только по разрабатываемым месторождениям, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.

Обоснование границ запасов категории А

1) если залежь разбурена в полном соответствии с проектом разработки месторождения изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то границы запасов категории А соответствует границам залежи, то есть проводятся внешнему контуру нефтеносности (рисунок 1).

Рисунок 1 - Схема к обоснованию границ запасов категории А

1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины, разбуренные в соответствии с проектом разработки залежи нефти; 3 - эксплуатационные скважины, разбуренные по проекту опытно-промышленной эксплуатации залежи газа

2) если залежь частично разбурена и изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то для этой части залежи запасы категории выделяются в границах, проведенным по эксплуатационным скважинам, разрабатывающимся в соответствии с проектом разработки месторождения.

2. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории В

Категория В. Запасы залежи или ее части, нефтегазоностность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. При этом должны быть изучены в степени, достаточной для составления проектов разработки залежи, следующие параметры:

1) тип, форма и размер залежи;

2) эффективнная нефте- и/или газонасыщенная толщина;

3) тип породы-коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;

4) нефте- или газоносыщенность продуктивных пластов;

5) состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластах и стандартных условиях и др.

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

Запасы категории В подсчитываются на разрабатываемых месторождениях, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.

Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С1

Категории С1 - запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа, при этом часть скважин может быть опробована испытателями пластов, в неопробованных скважинах получены положительные результаты геологических и геофизических исследований.

Для отнесения запасов к категории С1 должны быть известны:

1) тип, форма и размеры;

2) условия залегания пластов-коллекторов по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенные для данного района методам геологических и геофизических исследований;

3) литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газоностность, коэффициент вытеснения, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, изученная по керну и материалам геолого-геофизических исследований;

4) состав и свойства нефти, газа конденсата в пластовых и стандартных условиях, изученных по данным опробования скважин;

5) по газонефтяной залежи установлена промышленная ценность нефтяной оторочки;

6) продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления (Рпл), и температуры (t 0 С), дебиты нефти, газа и конденсата, изученные по результатам испытания и исследования скважин;

7) гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно промышленной разработки месторождения газа.

Обоснование границ запасов категории С1

1) на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах):

если часть залежи уже разбурена в соответствии с технологической схемой разработки месторождения нефти, то запасы категории С1 примыкают к запасам категории В;

При этом граница между ними проводится по линии, соединяющей эксплуатационные скважины.

1.2. Если залежь еще не разбурена эксплуатационными скважинами, то запасы категории С1, выделяются в границах, проведенных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обеспечивающим гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода.

1.3 Если разведана только часть залежи, то для исследованной части категория С1 выделяется в границах, проведенных на расстоянии равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренными технологической схемой или проектом разработки.

l - расстояние между эксплуатационными скважинами.

2) на новой площади запасы категории С1 могут быть выделены по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти и газа. Граница участка подсчета запасов категории С1 проводится в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятыми в данном районе на аналогичных месторождениях.

Параметры подсчета запасов определяются по керну, гис, по аналогии с соседним месторождениями нефти и газа.

4. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С2

Категория С2 - это запасы залежей, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

1) в недоразведанных частях залежи, приуроченных к участкам с запасами более высоких категорий;

2) в неопробованных залежах разведанных месторождений:

а) залежей в промежуточных неопробованных пластах;

б) залежей в вышезалегающих неопробованных пластах.

Для залежи с запасами категории С2 должны быть определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями следующие параметры:

1) форма и размеры залежи;

2) условия залегания продуктивного пласта;

3) толщина и коллекторские свойства

4) состав и свойства нефти, газа и конденсата.

Границы запасов категории С2 проводятся по контуру выявленной залежи.

Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

5. Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категории С3.

Категория С3 - это перспективные ресурсы нефти и газа которые выделяются:

1) в подготовленных для глубокого бурения ловушках, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических исследований и геофизических исследований (главным методом является детальная сейсморазведка, профили должны пройти через критические точки, в т.ч. замок структуры).

2) в невскрытых бурением пластах разведанных месторождений, если продуктивность этих пластов установлена на других месторождениях района.

Основные параметры предполагаемой залежи (форма, размер), а также условия ее залегания определены в общих чертах в результате геологических и геофизических исследований. Толщина и ЕФС пластов состав и свойства флюидов принимаются по аналогии с соседними разведанными месторождениями

6. Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категориям D1, D1л и D2

Категория Д - прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленные по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов определяется с учетом плотности прогнозируемых ресурсов категории Д1 и устанавливает площади выявленных объектов.

Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемых в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов производится по результатам региональных геологических исследований и по антологии с разведанными месторождениями 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 категории Д2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти

7. Группы запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата

При подсчете и учете запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов выделяют:

1) геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата находящееся в недрах (балансовые).

2) извлекаемые - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Для сравнения нефтегазоносности различных территорий пользуются интегрированными оценками, включающими в себя, накопленную добычу, а также запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата всех категорий.

В качестве общей оценки ресурсов нефтегазоносного бассейна или его участков и комплексов используется термин «начальные суммарные ресурсы».

Начальные суммарные ресурсы - сумма накопленной добычи углеводородов на дату оценки разведанных (А+В+ С1) и предварительно оцененных (С2) запасов открытых месторождений, а также перспективных (С3) и прогнозных (Д11л+ Д2) ресурсов.

НСР= Qн доб + (А+В+ С1)+ С23+ (Д1л+Д12)

Текущие суммарные ресурсы не учитывают добычу нефти, газа и конденсата, полученную в районе с начала разработки месторождений, т.о ТСР меньше НСР на величину накопленной добычи углеводородов на разработанных месторождениях к моменту оценки ресурсов.

ТСР=(А+В+ С1)+ С23+ (Д1л+Д12)

Различают также полные и оценённые НСР

Полные - ресурсы геологического объекта, скопившиеся в нем в результате геологических и геохимических процессов в земной коре.

Оценённые - ресурсы, рентабельные для освоения (установленные НСР).

8. Назначение запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата

В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.

Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ.

Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.

По предварительно оцененным запасам категории C2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы.

Запасы категории С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Перспективные ресурсы нефти и газа С3 используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа D используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3.

9. Условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения (соотношение запасов различных категорий)

Разведанные месторождения (залежи) считаются подготовленными при соблюдении следующих основных условий:

1) должны быть утверждены в ГКЗ РФ геологические и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

2) должна быть дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа, конденсата месторождения (категория С3).

3) утверждённые извлекаемые запасы нефти, геологические запасы газа, а также запасы содержащихся в них компонентов должны составлять не менее 80% категория С1 и до 20% категории С2.

4) должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки газа, следующие параметры:

- состав и свойства нефти, газа, конденсата;

- содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение;

- особенности разработки месторождения;

- дебиты нефти, газа, конденсата;

- гидрогеологические, геокриологические условия.

5) в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно питьевого и технического водоснабжения.

6) должны быть получены сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов.

7) составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

Единицы измерения подсчётных параметров и запасов основных и попутных полезных ископаемых, полезных компонентов.

При подсчете запасов подсчётные параметры измеряются в следующих единицах:

1. Толщина - м (например, 15 м).

2. Давление - МПа (до 0,1. Например, 12,5 м).

3. Площадь - тыс м2(например, 150450 тыс м2).

4. Плотность нефти, конденсата, воды - г/см3 (до 0,001. Например, 0,865 г/см3).

5. Плотность газа - кг/м3 (до 0,001. Например, 0,263 кг/м3).

6. Коэффициент пористости - д.е. (до 0,01. Например, 0,25).

7. Коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности - д.е. (до 0,01. Например, 0,75).

8. Коэффициент извлечения нефти - д.е. (до 0,001. Например, 0,556 м)).

Средние значения параметров и результатов подсчета запасов приводятся в табличной форме.

Основные классификационные признаки месторождений (залежей) нефти и газа по размерам запасов, и сложности геологического строения, по начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений, по рабочим дебитам скважин

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

крупные - от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. м3 газа;

средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. м3 газа;

мелкие - менее 15 млн. тонн нефти или 40 млрд. м3 газа.

По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):

простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушеннымн структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения - одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

- нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

- газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат.

По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи [K = Vн / (Vн + Vг)] двухфазные залежи подразделяются на:

- нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (K > 0,75);

- газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < K ? 0,75);

- нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < K ? 0,50);

- газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (K < 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

10. План подсчёта запасов; принципы его составления. Схема обоснования ВНК (ГВК)

Является основным графическим документом при подсчете запасов нефти, газа и компонентов. Составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта-коллектора или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта.

Подсчетные планы составляются в масштабах 1:5 000 - 1:50 000. При составлении плана на структурную карту наносят следующую информацию:

1.Внешние и внутренние контуры нефтегазоносности.

2. Границы категорий запасов:

А - красный; В - синий; С1 - зеленый С2 - желтый; С3 - желтые полосы.

3. Все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным указанием положения устьев и точек пересечения кровли продуктивного пласта:

- поисково-оценочные; разведочные; эксплутационные; законсервированные в ожидании организации промысла; нагнетательные и наблюдательные;

- скважины давшие: безводную нефть; нефть и воду; газ; газ и газоконденсат; газ, конденсат и воду; чистую воду;

- скважины, находящиеся в опробовании; неопробованные, с указанием характеристики нефте-газо- и водоносности пластов-коллекторов по данным интерпретации ГИС;

- ликвидированные (с указанием причин); вскрывшие продуктивный пласт, сложенный непроницаемыми горными породами.

Помимо положения на плане каждая скважина должна содержать следующую информацию:

1. По скважинам, в которых проведены испытания указывается:

- глубина и абсолютная отметка кровли и подошвы породы коллектора;

- абсолютная отметка интервалов перфорации;

- начальные и текущие дебиты нефти, газа и воды;

- диаметр штуцера;

- дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции.

Если одновременно опробуется несколько пластов, то указываются их индексы. Дебиты нефти, газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

2. По эксплуатационным скважинам:

- начальные и текущие дебиты и пластовые давления ;

- добытое количество нефти, газа, воды;

- дата начала обводнения и содержание воды на дату подсчета в %;

При большом количестве скважин все рассмотренные выше сведения помещаются в таблице на подсчетом плане или на прилагаемом к подсчету плану листе. Кроме того, на подсчетом плане приводится таблица с указанием величин подсчётных параметров, , значения подсчётных запасов, их категории

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденные при предыдущем подсчете, а также должны быть выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

Сопровождается схемой опробования или схемой обосновани

Для обоснования ВНК, ГНК и ГВК, определяемых теми же способами, что и на поисковом этапе, и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся все сведения о результатах опробования в колонне, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС.

При обосновании положения ВНК (ГВК) на данной стадии следует учитывать, что в пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. В формирующихся залежах, особенно в неоднородных пластах, между зонами стабилизированного, или предельного, нефтегазонасыщения и водонасыщения располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно выделяются три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах. При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа; при опробовании среднего интервала - притоки нефти и газа с водой, причем, чем ближе к водонасыщенной зоне, тем выше доля воды в продукции скважины; опробование нижнего интервала со значениями нефтегазонасыщенности меньше граничных дает притоки практически одной воды.

11. Объёмный метод подсчёта запасов нефти, сущность метода и геологические условия его применения

Сущность метода состоит в изучении геологических условий залегания нефти в пласте и свойств насыщающего флюида.

Метод является универсальным, и при этом могут быть использованы несколько разновидностей объемного метода, среди которых наиболее часто применяются вариант собственно объемного метода.

Геологические запасы нефти собственно объемным методом подсчитываются в стандартных условиях, и проводится с использованием следующей формулы:

Qнг = FзалhэфнКпоКнн,

где Qнг - начальные геологические запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, тыс. т.;

Fзал - площадь нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, тыс. м2;

hэфн - эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (среднее значение), м;

Кпо - среднее значение коэффициента открытой пористости породы-коллектора, доли единиц с точностью до 0,01;

Кн - среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, доли единиц;

- пересчетный коэффициент, = , представляет собой обратную величину объёмного коэффициента нефти и служит для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные ( t = 20оС, Р = 0,1 МПа);

н - среднее значение плотности нефти в стандартных поверхностных условиях, г/см3;

Fзал hэфн - объем залежи в целом.

Fзал hэфн Кпо - объем порового пространства.

Fзал hэфн Кпо Кн - объем порового пространства, насыщенного нефтью.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются следующим образом:

Qн изв = Qнг н

н - коэффициент извлечения нефти, д.е, до 0,001.

12. Способы определения площади нефтяной залежи

Площадь залежи определяет по данным пробуренных скважин с учетом результатов их испытания. Площадь нефтяной залежи замеряется планиметром на подсчетом плане, составляемого для продуктивного пласта. Для определения площади залежи необходимо предварительно определить первоначальное положение ВНК и нанести на подсчетный план положение внешних и внутренних контуров нефтеносности. С этой целью используются результаты интерпретации материалов ГИС, опробования скважин, изучения керна и шлама. Подсчетный план сопровождается схемой опробования или схемой обоснования ВНК. Если ВНК представляет собой сложную поверхность или он наклонен, то для уточнения границ залежи строится карта поверхности ВНК . Точки пересечения ее с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей соединяются между собой, определяя положение внешнего и внутреннего контуров.

Если в процессе разработки нефтяной залежи положение ВНК изменяется, то определяется положение ВНК на дату подсчёта нефти (ТВНК)

Если в процессе бурения скважин поверхность ВНК не вскрыта, то положение ВНК определяется расчетным путем, по результатам исследования скважин, пробуренным в чисто нефтяной и чисто водяной зоне продуктивного пласта. При горизонтальном ВНК (ГВК) внешний и внутренний контуры нефтегазоносности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку принятых контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта. Площадь пластовых залежей контролируется внешним контуром нефтегазоносности. В залежах сложных типов границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.

13. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин пластовых залежей

Основой для составления таких карт служат карты hэфн, на которые наносятся положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. В нефтяной зоне, т. е. в пределах внутреннего контура нефтеносности, положение изолиний эффективных нефтеноснасыщенных толщин полностью соответствует положению изолиний эффективных толщин. В водонефтяной зоне изолинии эфективных нефтенасыщенных толщин проводятся путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром нефтеносности с нулевыми значениями на внешнем контуре нефтеностности. При этом учитывается значения эфективных нефтенасыщенных толщин пласта в скважинах, пробуренных в водонефтяной зоне.

14. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин литологически экранированных залежей

1) Выклинивание продуктивного пласта. Граница выклинивания пласта, содержащего залежь, проводится посередине расстояния между продуктивными и непродуктивными скважинами, то есть скважинами, вскрывшими, и скважинами невскрывшими породу-коллектор.

2) Резкое литологическое замещение горных пород.

Если литологическое замещение в пласте происходит резко, то высоко продуктивные породы-коллекторы на очень коротком расстоянии (несколько м) могут сменяться непроницаемыми горными породами. Может происходить как в пластах с неизменяющейся по площади обшей толщиной, так и может сопровождаться выклиниванием продуктивного

3) Постепенное литологическое замещение.

Если литологическое замещение горных пород происходит постепенно, то высокопродуктивные горные породы-коллекторы, замещаются непродуктивными породами. При этом такие переходы могут иметь место в пластах, как с неизменной, так и с изменяющейся толщиной

15. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин тектонически экранированных залежей

1) пластовая залежь, ограниченная вертикальной плоскостью нарушений

2) пластовая залежь, ограниченная наклонной плоскостью нарушения.

2.1.) залежь в поднадвиге

2.2) залежь в надвиге

3) массивная залежь, ограниченная плоскостью нарушения

3.1) вертикальная плоскость нарушения

3.2) наклонная плоскость нарушения

16. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин стратиграфически экранированных залежей

Принципы составления таких карт аналогичны составлению карт тектонически экранированных залежей. При этом изопахиты размытой части пласта в пределах залежи проводятся таким же образом, что и в водонефтяной зоне

1) пластовые залежи

1.1) залежь под стратиграфическим экраном

1.2) залежь над стратиграфическим экраном

2) массивная залежь

2.1) ограниченная плоскостью нарушения

2.2) наклонное нарушение

17. Способы определения среднего значения эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта

1) Если на залежь пробурена только одна скважина, в которой получен промышленный приток нефти, то при подсчете запасов категории С1 принимается значение эффективной нефтенасыщенной толщины этого пласта, определенной в скважине

2) Если залежь разбурена несколькими скважинами:

а) Как средняя арифметическая величина - этот способ применяется, когда количество определений hэфн невелико (менее 20-30) и при этом отсутствует закономерность измерения этого параметра в пределах залежи.

hэфн=

б) Как средняя арифметическая величина с учетом частоты. Способ применяется в тех случаях когда количество исходных данных превышает 20-30 значений, при этом закономерность изменения hэфн в пределах залежи установить не удается.

hэфн = ,

где j - класс; к - количество классов; mj - число наблюдений в каждом классе.

3) Как средневзвешенная по площади залежи величина. Способ применятся, когда удается установить закономерность изменения hэфн в пределах залежи, составляется карта изопахит и планиметрированием определяется Fзал и fi между двумя соседними изопахитами.

hэфн =

18. Определение объёма залежи с использованием карты изопахит (суммирование вертикальных элементарных объёмов)

Непосредственное определение Vзал без расчета hэфн осуществляется при подсчете запасов нефти по низким категориям. Такой подсчет осуществляется по завершении стадии поиска месторождений. При этом используется минимальный объем информации, полученный, как правило, в единственной скважине, давшей промышленных приток нефти.

Структурный план залежи в этом случае определяется структурной картой, которая служила основой для постановки поискового бурения. Vзал может быть определен либо с использованием карт изопахит, либо без карт изопахит.

Способ суммирования вертикальных элементарных объемов.

Применяется традиционно при подсчёте запасов в залежах на территории Российской Федерации

При расчете объемов элементарных участков основной части залежи (без прикупольной зоны) используется формула определения объема полого цилиндра

Vi = , Vi - объем элементарного участка

При расчете объема центральной (прикупольной) зоны используется формула определения объема кругового цилиндра:

Vк =

полный объем всей залежи:

Vзал =

Рассмотрим массивную неполнопластовую залежь

Определение объема проводятся в четыре этапа

1. Построение геологического профильного разреза с использованием структурной карты;

2. Построение профиля толщин нефтенасыщенной части пласта;

3. Построение карты изопахит нефтенасыщенной части пласта;

4. Определение объёма коллекторов в пределах залежи.

19. Определение объёма залежи с использованием карты изопахит (суммирование горизонтальных элементарных объёмов)

Непосредственное определение Vзал без расчета hэфн осуществляется при подсчете запасов нефти по низким категориям. Такой подсчет осуществляется по завершении стадии поиска месторождений. При этом используется минимальный объем информации, полученный, как правило, в единственной скважине, давшей промышленных приток нефти.

Структурный план залежи в этом случае определяется структурной картой, которая служила основой для постановки поискового бурения. Vзал может быть определен либо с использованием карт изопахит, либо без карт изопахит.

Этот способ определения объема массивных залежей получил наибольшее распространение в США. Для расчета используется несколько формул:

1. Усеченного конуса:

2. Трапеции;

3. Формула Симпсона.

1 Расчет объёма залежи по формуле усеченного конуса

1.1 Определяется объем каждого элемента конуса основной части залежи по формуле:

Vi =

1.2. определяется объем верхней прикупольной части залежи

Vк = Sn n,

n - среднее значение hэфн между верхней изопахитой и вершиной залежи.

1.3. определяется объем всей залежи:

Vзал = ,

где N - количество элементов подсчета в основной части залежи.

2. для подсчета Vзал в целом без предварительного определения элементарных объемов может быть использована формула трапеции:

Vзал =

3. Для расчета объема всей залежи в целом может быть использована также формула Симпсона. Считается, что она позволяет получить наиболее точный результат

Vзал =

20. Определение объема залежи без использования карты изопахит (пластовая сводовая залежь)

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

пластовая сводовая залежь. Если промышленный приток нефти получен в одной скважине и при этом толщина продуктивного пласта не изменяется, то hэфн принимается по данным этой единственной пробуренной скважине. Нефтенасыщенный объем залежи определяется без составления карты изопахит.

Объем коллекторов в пределах залежи запасами категорий С1 определяется следующим образом:

VC1 =

Объем запасов категории С2 определяется объемом коллекторов в пределах площади с запасами категории С2 и состоит из двух частей:

1. оставшегося объема в пределах внутреннего контура нефтеносности;

2. объема водонефтяной зоны (ВНЗ)

21. Определение объема залежи без использования карты изопахит (литологически экранированная залежь)

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

литологически экранированная залежь

Объем нефтеносных коллекторов в залежах этого типа для каждой категории запасов может быть определен при неизменяющейся толщине продуктивного пласта:

22. Определение объема залежи без использования карты изопахит (тектонически экранированная залежь)

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

Особенность расчета объема пород-коллекторов залежей этого типа заключается в геометризации приразломной зоны. При вертикальной плоскости нарушения в пластовых залежах эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне нарушения учитывается полностью. В принаклонной плоскости нарушения используется значение, равное половине толщины продуктивного пласта.

нефть газ ресурс месторождение

;

23. Определение объема залежи без использования карты изопахит (стратиграфически экранированная залежь)

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

24. Определение объема залежи без использования карты изопахит (метод многоугольников)

Применяется при резком изменении значений эффективной нефтенасыщенной толщины по площади залежи и невозможности построения карты изопахит. В этом случае вся Fзал делится на отдельные блоки.

С этой целью соседние скважины соединяются прямыми линиями, в середине которых восстанавливаются перпендикуляры до пересечения с соседними перпендикулярами.

Таким образом, получают сумму многоугольников в пределах Fзал. Затем F каждого многоугольника замеряется с помощью планиметра, а hэфн для каждого блока принимается равной hэфн части пласта в скважине, расположенного в центре многоугольника.

С помощью планиметра замеряется площадь каждого многоугольника и определяется эффективная нефтенасыщенная толщина в каждой скважине, расположенной в центре многоугольника. Объем элементарного участка в пределах каждого многоугольника рассчитывается следующим образом:

Объем залежи рассчитывается путем суммирования объемов элементарных участков:

25. Определение объема залежи без использования карты изопахит (метод графического интегрирования по профилям)

Получил широкое распространение при определении Vзал, приуроченных к продуктивным пластам с резкой изменчивостью толщины и выклиниванием в различных направлениях. Кроме того, применяется при подсчете запасов нефти и газа в залежах, приуроченных к линейно-вытянутым структурам, когда построение карты hэфн затруднено.

Применению этого метода благоприятствует профильная схема расположения разведочных и эксплуатационных скважин.

Для определения Vзал вся ее площадь разбивается схемой профилей. Может быть использованы уже составленные геолого-профильные разрезы, часть таких разрезов может быть составлена дополнительно. По каждому направлению составляется геологический профильный разрез.

С помощью планиметра замеряется площадь сечения залежи в каждом геологическом профильном разрезе.

Для определения Vзал строится результирующий график, по оси х которого откладываются, расстояния между профилями, а по оси у - значения площадей залежи, замеренные в пределах каждого геологического профильного разреза.

С помощью планиметра замеряют площадь полученного многоугольника, которая с учетом масштаба чертежа будет численно составлять Vзал.

26. Способы определения среднего значения коэффициента открытой пористости

В настоящее время в зависимости от степени разведанности залежи и особенностей ее геологического строения применяются различные способы определения коэффициента отрытой пористости:

1. средняя арифметическая величина

2. Средняя величина коэффициента открытой пористости с учетом частоты:

поj - среднее значение коэффициента открытой пористости в каждом классе, mj - число наблюдений Кпо в каждом классе (частота), k - количество классов, n - общее число значений.

первый и второй способы расчета по могут быть применены в случаях:

-если не установлена закономерность изменения параметра в пределах залежи;

- если статистическое распределение наблюдений значений параметров соответствует теоретическому закону распределения значений параметров (кривая гаусса).

Отклонение статистического распределения параметров от закона нормального распределения определяется с помощью критерия Пирсона 2.

3) средняя величина Кпо, рассчитанная путем осреднения данных по отдельным скважинам. (продуктивный пласта характеризуется резкой литологической неоднородностью )

Кпо рассчитывается для каждого пропластка в отдельности, а по в целом в пределах скважины определяется путем взвешивания значений Кпо по толщине пропластков.

Этот способ применяется при Кпо с использованием каротажных диаграмм

4) средневзвешенные по площади залежи величина Кпо. Этот способ применяется, когда устанавливается закономерность изменения Кпо в пределах залежи.

а среднее значение по рассчитывается как средневзвешенная по объему залежи величина:

В этом случае определение Кпо проводится в несколько этапов:

4.1. строится карта hэфн

4.2. строится карта Кпо.

4.3. Накладывается карта hэфн на карту Кпо.

4.4. находим произведение hэфн Кпо.

4.5. путем интерполяции полученных значений строится карта hэфн Кпо.

4.6. рассчитывается средневзвешенная по объему залежи величина Кпо.

27. Способы определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности

определяется таким же образом, как и . Однако если установлена зависимость коэффициента нефтенасыщенности от hэфн и Кпо, то в этом случае значение Кн будет равно средневзвешенной по объему порового пространства залежи величина.

С этой целью строится карта hэфн Кпо. Кн, расчет осуществляется по формуле:

- по карте hэфн Кпо. Кн

- по карте hэфн Кпо.

28. Понятие коэффициента извлечения нефти (КИН). Способы расчёта проектных величин КИН при водонапорном режиме (использование многомерных статических моделей, покоэффициентный метод)

Коэффициент извлечения ?- это разность между начальным объемом нефти равным единице и объемом оставшейся в пласте нефти по окончанию разработки залежи

Опредеение теоретической величины КИН по многомерным статистическим моделям

Составляются статистические модели с использованием геолого-промысловой информации. В этой выборке учавствуют максимально возможные данные модели

Данные модели могут применяться на месторождениях со сходным геологическим строением и условиями разработки.

Факторы, котрые используются в статистических моделях:

1. геолого - физические: - отн. ? (?о); hэфн; Кпр; Рпл, Тпл; коэффициент вариации проницаемости; К песч, Красч. ; количество цементирующего вещества;

2. технологические:

- плотность сетки; темп отбора жидкости; ? фильтрации жидкости в пласте;

Покоэффициентный метод:

Применяется для оценки проектного коэффициента с естественным водонапорным режимами или в залежах, разработка которых проводится с ППД путем закачки воды в пласт.

Для расчета КИНа используется формула:

,

где Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой, зависит от структуры, пустотного пространства горных пород и физико-химических свойств нефти и воды, определяется в лабораторных условиях путем пропускания через образец горной породы объемов воды многократно превосходящих объем порового пространства горной породы; до 100% обводнения выходящей продукции;

Кзав - коэффициент заводнения, зависит от свойств горных пород (проницаемость, неоднородность)и насыщающих ее флюидов (?, ? и др). Характеризует величину потерь нефти в заводнённом объёме за счет неравномерного перемещения ВНК и прекращения добычи при достижении экономической рентабельной продукции (95-99%).

Кохв - коэффициент охвата вытеснением, представляет собой отношение части эффективного объема залежи, охвачен процессом вытеснения к общему нефтенасыщенному объему залежи

Определяется с использованием специальных карт охвата пластов вытеснением, которые строятся на основе карт распределения коллекторов и иногда совмещается с картами hэфн

29. Расчет проектной величины КИН при водонапорном и упруговодонапорном режимах графическим способом (способ М.И. Кочеткова - В.К. Гомзикова)

В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому признаку вскрытые залежи подразделяется на две группы:

С терригенно-поровым коллектором и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных пластов-коллекторов по степени неоднородности также выделяются две группы: сравнительно однородные и неоднородные.

В качестве критериев отнесения пластов к этим двум группам используется один из трех показателей:

- Красчл., то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

- Кпесч - то есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

- количество характерных прослоев в продуктивном пласте.

К сравнительно однородным объектам относится пласты, имеющие Красчл<2,1; Кпесч>0,75; h<3

По величине проницаемости выделяются 5 групп пластов:

1) 20-50 10-3мкм2;

2) 50-10010-3мкм2;

3) 100-300 10-3мкм2;

4) 300-800 10-3мкм2;

5) >800 10-3мкм2.

Для каждой из выделенных групп рассчитывают зависимости КИНа от состояния вязкостей нефти и воды (?о)

30. Расчёт фактического значения коэффициента извлечения нефти при водонапорном режиме по заводнённой части залежи

Это одна из разновидностей объемного метода, в основе которого лежит определение заводнённого объема залежи и содержащихся в нем начальных геологических запасов нефти.

,

Vзав - заводнённый объем

Зная общее количество нефти, добытой из залежи можно рассчитать КИН из заводнённого объёма залежи.

Определённые затруднения в применении этого метода вызывает сложность определения заводненного объема залежи.

С этой целью строят специальные карты положения поверхности начального и текущего ВНК. На основе этих карт составляется карта толщин заводнённой части пласта.

Определение КИНа с использованием приведенной формулы возможно лишь в условиях, когда величина P пл=Po, то есть в условиях собственно водонапорного режима.

Если при разработке залежи проявляются элементы упруговодонапорного режима, то необходимо вводить соответственную поправку на влияние упругих сил породы коллектора и насыщающих его флюидов

В этих условиях поправка, вводимая в формулу, может быть рассчитана следующим образом:

Основной недостаток - невозможность в большинстве случаев определить величину заводняемого объема залежи. Это может быть обусловлено отсутствием необходимой информации о положении ТВНК.

Но даже если определена величина КИНа, то она является не конечной, а текущей.

31. Определение коэффициента извлечения нефти при режиме растворённого газа


Подобные документы

  • Подсчет и пересчет запасов различными методами. Размещение месторождений нефти и газа в мире. Нетрадиционные ресурсы и возможности их реализации. Главные экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

    реферат [705,7 K], добавлен 19.03.2014

  • Классификация запасов месторождений по степени их изученности. Балансовые и забалансовые запасы твердых полезных ископаемых. Стадии выявления их ресурсов. Категории эксплуатационных, перспективных и прогнозных ресурсов подземных вод, нефти и газа.

    презентация [915,5 K], добавлен 19.12.2013

  • Общее представление о ресурсах и запасах нефти и газа. Экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов. Пример переоценки запасов месторождений участков нераспределенного фонда недр Сибирской платформы по новой классификации.

    реферат [708,5 K], добавлен 19.04.2011

  • Промышленная классификация месторождений полезных ископаемых. Приёмы оконтуривания тел полезных ископаемых. Управление качеством руды. Методы подсчёта запасов месторождений полезных ископаемых. Оценка точности подсчета запасов, формы учета их движения.

    реферат [25,0 K], добавлен 19.12.2011

  • Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

    курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011

  • Общее понятие о ресурсах и запасах, их разновидности. Районирование территорий и виды работ, выполняемые в связи с региональной оценкой прогнозных эксплуатационных ресурсов. Характеристика методов определения эксплуатационных запасов подземных вод.

    дипломная работа [447,0 K], добавлен 10.12.2014

  • Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.

    курсовая работа [970,7 K], добавлен 11.11.2015

  • Физические и химические свойства нефти. Теория возникновения газа. Применение продуктов крекинга. Внутреннее строение Земли. Геодинамические закономерности относительного изменения запасов и физико-химических свойств нефти различных месторождений.

    дипломная работа [3,8 M], добавлен 06.04.2014

  • Основные технико-экономические показатели геолого-разведочных работ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазовый комплекс России. Состав и параметры нефти. Месторождения нефти и газа. Типы залежей по фазовому составу. Понятие ловушки.

    презентация [20,4 M], добавлен 10.06.2016

  • Понятие природного газа и его состав. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов. Физические свойства природных газов. Сущность ретроградной конденсации. Технологические преимущества природного газа как промышленного топлива.

    контрольная работа [2,0 M], добавлен 05.06.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.