«Д. В. Кузнецов, В. Е. Кулешов, А. С. Могутов Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Учебное пособие Рекомендовано федеральным государственным бюджетным образовательным учреждением высшего профессионального ...»

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический университет»

(УГТУ)

Д. В. Кузнецов, В. Е. Кулешов, А. С. Могутов

Подсчёт запасов нефти и растворённого газа

Учебное пособие

Рекомендовано федеральным государственным бюджетным образовательным учреждением высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет “Горный”» в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки 130131 «Прикладная геология»

Ухта, УГТУ, 2013 Учебное издание Дмитрий Викторович Кузнецов, Владислав Евгеньевич Кулешов, Александр Сергеевич Могутов Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Учебное пособие УДК 553.98.04 (075.8) К Кузнецов, Д. В.

К 89 Подсчёт запасов нефти и растворённого газа [Текст] : учеб. пособие / Д. В. Кузнецов, В. Е. Кулешов, А. С. Могутов. – Ухта : УГТУ, 2013. – 112 с.

ISBN 978-5-88179-742- В учебном пособии подробно описываются теоретические вопросы подсчёта запасов нефти и газа различными методами, примеры выполнения курсовой работы по подсчёту запасов объёмным методом и с помощью программного комплекса IRAP RMS.

Учебное пособие предназначено для студентов очной и безотрывной формы обучения специальности 130101 «Прикладная геология».

УДК 553.98.04 (075.8) Рекомендовано федеральным государственным бюджетным образовательным учреждением высшего профессионального образования «Национальный минеральносырьевой университет “Горный”» в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки 130131 «Прикладная геология». Регистрационный номер рецензии 2117 от 14 января 2013 г.

Рецензенты: Н. И. Никонов, заместитель директора ГУП РК ТП НИЦ по научным исследованиям нефтегазового направления, кандидат геологоминералогических наук; Т. В. Макаров, начальник отдела геологического моделирования филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Печорнипинефть»

в г. Ухте.

Редактор: К. В. Коптяева.

Технический редактор: Л. П. Коровкина.

Учебное пособие выпущено в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009-2013 годы».

© Ухтинский государственный технический университет, © Кузнецов Д. В., Кулешов В. Е., Могутов А. С., ISBN 978-5-88179-742- План 2013 г., позиция 60. Подписано в печать 29.03.2013.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman. Формат 60х84 1/16.

Бумага офсетная. Печать трафаретная.

Усл. печ. л. 6,5. Уч.-изд. л. 5,9. Тираж 500 экз. Заказ №273.

Ухтинский государственный технический университет.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

Типография УГТУ.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 МИРОВЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА.

ТЕНДЕНЦИИ И ПЕРСПЕКТИВЫ

2 КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,

ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ

И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

2.1 Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

2.2 Группы запасов нефти и газа

2.3 Группы месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов

2.4 Группы залежей нефти и горючих газов по сложности геологического строения

2.5 Группы залежей нефти и горючих газов по начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений........ 3 МЕТОДЫ ПОДСЧЁТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

3.1 Методы подсчёта запасов нефти

3.1.1 Выбор метода подсчёта запасов нефти

3.2 Методы подсчёта запасов газа

3.2.1 Подсчёт запасов свободного газа

3.2.2 Подсчёт запасов газа, растворённого в нефти................. 3.2.3 Выбор метода подсчёта запасов газа

4 ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И РАСТВОРЁННОГО ГАЗА

ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ

4.1 Построение структурной карты кровли продуктивного пласта

4.2 Обоснование контура водонефтяного контакта

4.3 Построение структурной карты подошвы продуктивного пласта

4.4 Построение геологических профилей продуктивных отложений

4.5 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин

4.6 Измерение площадей планиметром

4.7 Подсчёт запасов нефти и растворённого газа

5 ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ В ПРОГРАММНОМ КОМПЛЕКСЕ

IRAP RMS

5.1 Модули IRAP RMS

5.2 Построение структурной поверхности кровли продуктивного пласта

5.3 Построение структурной поверхности подошвы продуктивного пласта

5.4 Построение карты эффективных толщин

5.5 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин

5.5.1 Создание нулевого контура нефтеносности

внутреннего контура нефтеносности

5.6 Подсчёт запасов по картам параметров

5.7 Выгрузка карт из IRAP RMS

Приложения. Исходные данные для выполнения курсовой работы..... Заключение

Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ

Перед нефтяной и газовой промышленностью страны стоят ответственные задачи по наращиванию запасов углеводородного сырья.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для планирования направлений капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа основываются на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: результаты полевых исследований местности; данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов; данные опробования и испытания пластов, промыслово-геофизических исследований в скважинах, опытно-промышленных работ и разработки залежей; результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. Решение этих задач в значительной мере влияет на достоверность осуществляемого подсчёта запасов месторождений, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

Процесс изучения залежи идёт непрерывно с момента её открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, осуществляется и пересчёт запасов, для нефтяных залежей чаще других применяется объёмный метод. Чем ниже стадия изученности залежи или проще её строение, тем проще модель и применяемый вариант объёмного метода. С повышением степени изученности они усложняются, именно этим обусловлена многовариантность объёмного метода.

1 МИРОВЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА.

ТЕНДЕНЦИИ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Бльшая часть нефтяных месторождений рассредоточена по шести регионам мира и приурочена к внутриматериковым территориям и окраинам материков:

• Персидский залив – Северная Африка;

• Мексиканский залив – Карибское море (включая прибрежные районы Мексики, США, Колумбии, Венесуэлы и о. Тринидад);

• острова Малайского архипелага и Новая Гвинея;

• Западная Сибирь;

• северная Аляска;

• Северное море (главным образом норвежский и британский секторы);

• о. Сахалин с прилегающими участками шельфа.

На начало 2004 г. мировые запасы нефти составили 210 млрд тонн (неразведанные оцениваются в 52-260 млрд т), что почти на 23% больше, чем два года назад. В том и другом случае рост произошёл из-за изменения оценок в одной отдельно взятой стране. В первом случае – в Канаде, где в категорию доказанных были включены запасы битуминозных песков, во втором – в Иране.

Из них 74% приходится на Азию, в том числе Ближний Восток (более 66%).

Наибольшими запасами нефти обладают: Саудовская Аравия, Россия, Ирак, ОАЭ, Кувейт, Иран, Венесуэла.

Объём мировой добычи нефти составляет около 3,1 млрд т, т. е. почти 8,5 млн т в сутки. Добыча ведётся 95 странами, причём более 77% продукции сырой нефти приходится на долю 15 из них, включая Саудовскую Аравию (12,8%), США (10,4%), Россию (9,7%), Иран (5,8%), Мексику (4,8%), Китай (4,7%), Норвегию (4,4%), Венесуэлу (4,3%), Великобританию (4,1%), Объединенные Арабские Эмираты (3,4%), Кувейт (3,3%), Нигерию (3,2%), Канаду (2,8%), Индонезию (2,4%), Ирак (1,0%) [21].

Обеспеченность мировой экономики разведанными запасами нефти при современном уровне добычи (около 3 млрд т в год) составляет 45 лет. При этом страны-члены ОПЕК могут сохранять нынешний объём нефтедобычи в течение 85 лет, в том числе Саудовская Аравия – примерно 90 лет, Кувейт и ОАЭ – около 140 лет. В то же время в США данный показатель не превышает 10-12 лет. В России обеспеченность разведанными запасами нефти – 23 года.

Мировая добыча газа выросла на 3,8%. Среди 15 ведущих газодобывающих государств, на долю которых приходится более 84% мирового производства, рост отмечен в Нидерландах, Туркменистане, Саудовской Аравии, Норвегии и России (рис. 1.1).

Рисунок 1.1 – Крупнейшие нефтегазовые компании мира по доказанным К началу 2003 г. мировые достоверные запасы нефти, по данным немецкого отраслевого объединения "Mineraloelwirtschaftsverband" ("MWV"), достигли рекордного уровня в 165 млрд тонн по сравнению со 140 млрд годом ранее.

Причиной столь заметного их роста явилась переоценка запасов в Канаде. В условиях значительного роста цен в 2004 году и при использовании имеющихся технологий рентабельной стала разработка части ресурсов тяжелой нефти, содержащейся в битуминозных песчаниках и сланцах, что позволило увеличить оценку запасов в стране с менее 1 млрд тонн до более чем 24 млрд. Таким образом, Канада, доля которой в глобальных запасах повысилась почти до 15%, в списке наиболее богатых нефтью стран заняла второе место, оттеснив на третье Ирак (его доля превышает 9%). Лидером остаётся Саудовская Аравия, на которую приходится более 1/5 мировых запасов нефти (рис. 1.2).

Из государств с наиболее высоким уровнем запасов только два не являются членами ОПЕК – наряду с Канадой также Россия, запасы которой превышают 8 млрд тонн, что соответствует доле в 5%.

Суммарная доля ОПЕК в глобальных запасах после выдвижения вперёд Канады снизилась с 80 до 68%. Тем не менее, на страны Ближнего Востока всё ещё приходится почти 60%. В то же время Америка смогла существенно повысить свою долю – с почти 15 до 26%. Удельный вес Западной Европы составляет около 2% (в том числе в Германии разведанные запасы исчисляются всего в 47 млн тонн).

Рисунок 1.2 – Достоверные запасы нефти по странам мира "MWV" указывает, что с учётом залежей тяжёлой нефти в битуминозных песчаниках и сланцах, которые не могут рентабельно разрабатываться в современных условиях, её общие ресурсы в мире во много раз больше достоверных.

Россия обладает значительными запасами нефти, газа и руд металлов. По запасам нефти (по данным EIA: 48,6 млрд баррелей) Россия уступает только государствам Ближнего Востока и Венесуэле, а по запасам газа занимает 1-е место в мире (по данным EIA: 1,7 трлн куб. футов). До сих пор нефтяные компании работали лишь в некоторых ключевых районах, в частности на Урале и в Западной Сибири, в то время как огромные территории Сахалинского и Арктического шельфов, Тимано-Печорского бассейна и Восточной Сибири, где, по оценкам, возможно, также имеются значительные запасы, пока остаются неразведанными и неразработанными. Обеспеченность большинства российских нефтяных компаний подтверждёнными запасами составляет не менее 15-20 лет, а издержки на разведку и разработку новых запасов взамен использованных, как правило, невысоки.

Сырьевую базу нефтегазового комплекса России на современном этапе её геологического изучения и промышленного освоения составляют 2 734 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений, которые открыты в недрах, а также на континентальном шельфе Российской Федерации.

На долю России приходится 13-15% мировых текущих запасов нефти и газового конденсата и около 35% запасов газа. Разведанные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации оцениваются в 25,2 млрд тонн. Месторождения нефти расположены в 40 субъектах Российской Федерации. Наиболее крупные из них сосредоточены в Западной Сибири – 69%, Урало-Поволжье – 17%, на Европейском Севере – 7,8% и Восточной Сибири – 3,6%. Основные разведанные запасы нефти расположены в Уральском федеральном округе (66,7%).

Преобладающая часть запасов нефти России заключена в сравнительно небольшом количестве месторождений. Так, на месторождения с извлекаемыми запасами более 30 млн тонн приходится 73% общероссийских запасов и около 76% добычи нефти. Большая часть разведанных запасов нефти отлицензирована, к распределительному фонду недр относится 91% всех запасов.

Продолжает ухудшаться и структура разведанных запасов. Доля активных (высокопродуктивных) запасов нефти в балансе запасов большинства нефтяных компаний составляет около 45%. Намечается негативная тенденция к дальнейшему снижению этой доли из-за выработки именно активных запасов.

Доля низкорентабельных запасов нефти возросла с 36% до 55%. Объёмы поисковоразведочного бурения нефти за 10 лет уменьшились более чем в 4 раза, а эксплуатационного – в 7 раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Разведанные запасы нефти за 1997-2000 годы сократились на 613 млн тонн, а в Западной Сибири – на 528 млн тонн. Следует отметить, что ранее открытые нефтяные месторождения в основном мелкие, не превышающие несколько сотен тысяч тонн, и низкодебитные. Дебит нефтяных скважин за 10 лет снизился в Западной Сибири более чем в 10 раз, а по России – в 5 раз. Более 70% запасов нефти находятся в диапазоне низких дебитов скважин (от 10 до 25 тонн/сутки) и на грани «нулевой» рентабельности. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает четверть разрабатываемых запасов, более трети запасов – запасы с обводнённостью свыше 70%.

Основные приросты запасов нефти были получены в основном за счёт доразведки открытых нефтяных залежей, а также перевода запасов нефти, ранее оцененных, в разведанные. Ввод новых производственных мощностей сократился в 2-5 раз. По существу, был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем – и к разработке промышленных запасов нефти.

Ситуация с разведанными запасами газа значительно лучше, чем с нефтью.

По разведанным запасам газа Россия занимает первое место, обладая 32% мировых запасов и 30% мировой добычи этого вида сырья. Начальные суммарные ресурсы газа составляют 236 трлн кубометров газа, а накопленная добыча составляет всего 6%, или 13,5 трлн кубометров. При этом на долю разведанных запасов приходится 20% (или 48 трлн) от общего объёма ресурсов. При этом почти 73% разведанных запасов находятся в 22 уникальных и крупных месторождениях, которые обеспечивают сегодня около 90% добычи газа.

В таблице 1.1 приведены страны с крупнейшими запасами нефти по данным BP Statistical review of world energy, а в таблице 1.2 – данные по добыче нефти на крупнейших месторождениях мира.

Таблица 1.1 – Страны с крупнейшими запасами нефти (по данным BP Statistical review of world energy 2009) [22] Саудовская Таблица 1.2 – Добыча нефти на крупнейших месторождениях мира (ТОР-20) [22] Добыча нефти на крупнейших месторождениях мира (ТОР-20) номер государство месторождение в 2006 г. в 2008 г.

2 КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,

ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ

И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

(Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2001 г.) Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчёта и государственного учёта запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворённый в нефти) в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождениям – для проектирования добычи и транспортировки нефти и газа.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологоразведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчёту и учёту запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и техникоэкономическими расчётами. Подсчёт и учёт запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учёта потерь при разработке месторождений.

Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оцениваются в единицах массы, запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объёма. Подсчёт, учёт и оценка производятся при условиях, приведённых к стандартным (0,1 МПа при 20°С).

Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учётом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определяться химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

2.1 Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа Согласно Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные – категории А, В и С1 и предварительно оцененные – категория С2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3, прогнозные локализованные – категория Д1л и прогнозные – категории Д1 и Д2.

Категория А – запасы залежи (её 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 её разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А подсчитываются по залежи (её части), разбуренной в соответствии с утверждённым проектом разработки месторождения нефти или газа.

Категория В – запасы залежи (её 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 её разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

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

Категория C1 – запасы залежи (её 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 вытеснения 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 C1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытнопромышленной разработки месторождения газа.

Категория C2 – запасы залежи (её части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

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

• в неопробованных залежах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учётом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты.

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

Категория С3 – перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для 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 предполагаемой залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

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

Категория Д1л – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учётом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 и установленной площади выявленного объекта.

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

Категория Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 – прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых ещё 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.

При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются и учитываются:

геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

извлекаемые запасы – часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчёта запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учётом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон, крупных водоёмов и водотоков, населённых пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, оцениваются на основании техникоэкономических расчётов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

2.3 Группы месторождений (залежей) нефти и горючих газов Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Группы месторождений по величине запасов Месторождения 2.4 Группы залежей нефти и горючих газов по сложности По сложности геологического строения выделяются залежи:

1) простого строения – однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу (рис. 2.1);

2) сложного строения – одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений (рис. 2.2);

3) очень сложного строения – одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов (рис. 2.3).

Рисунок 2.1 – Залежь простого строения Рисунок 2.2 – Залежь сложного строения 2.5 Группы залежей нефти и горючих газов по начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом (рис. 2.4 а);

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластамколлекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом (рис. 2.4 б).

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластамколлекторам, содержащим нефть с растворённым 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 соотношению объёма нефтенасыщенной части залежи к объёму всей залежи двухфазные залежи подразделяются на (рис. 2.5):

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).

Залежь: а – нефтяная с газовой шапкой; б – газонефтяная;

в – нефтегазовая; г – газовая с нефтяной оторочкой;

3 МЕТОДЫ ПОДСЧЁТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Подсчёт запасов нефтяных и газовых месторождений – важнейшая задача, на основе которой планируют добычу нефти и газа, объём и направление обустройства промыслов и нефтепроводов, а также строительство вспомогательных объектов.

На основе всесторонней изученности месторождений и залежей, пригодности и подготовленности их для промышленного освоения устанавливают принципы подсчёта и учёта запасов нефти и газа. При подсчёте основных продуктов добычи (нефть, газ, конденсат) обязательному учёту подлежат сопутствующие ему компоненты (гелий, сероводород).

Запасы нефти и газа подсчитывают по каждой залежи отдельно и по месторождению в целом при условиях, приведённых к стандартным (0,1 МПа при 20°С). Качество нефти, газа и конденсата оценивают в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учётом технологии добычи и переработки нефти [15].

Для подсчёта запасов нефти используют следующие методы: объёмный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объёмный метод. Его можно использовать при подсчёте запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи [6].

Существуют несколько вариантов объемного метода: собственно объёмный, объёмно-статистический, гектарный, объёмно-весовой и метод изолиний.

Объёмно-статистический вариант основан на использовании по истощённому (выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. Это произведение называется коэффициентом использования объёма пор и может быть принято для подсчёта запасов нефти объёмным методом на новых аналогичных по геологическому строению месторождениях, для которых раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и нефтеотдачи затруднительно.

Объёмно-весовой вариант применяют для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из которых ведётся шахтным способом, а также для нефтеносных пластов, разрабатываемых открытым способом. В этих случаях, зная объём пласта, содержащего нефть, и содержание нефти в единице объёма пласта, можно определить запас нефти.

Площадной вариант заключается в определении по истощённой (выработанной) площади полученных запасов на единицу продуктивной площади и на 1 м нефтенасыщенной толщины и в последующей экстраполяции полученной величины на аналогичную в геологическом отношении площадь.

Этот вариант расчёта применяют для прогнозных запасов (т. е. для внекатегорийных запасов).

Вариант изолиний состоит в использовании основных показателей формулы объёмного метода. При этом показатели используются либо раздельно, либо в виде произведения некоторых из них и изображаются графически на плане расположения скважин изолиниями, характеризующими содержание полезного ископаемого. Данный вариант в практике работ по подсчёту запасов нефти не получил распространения [6].

Объёмный метод подсчёта запасов нефти основан на данных о геологофизической характеристике объектов подсчёта и условиях залегания нефти в них.

При подсчёте запасов нефти объёмным методом используют формулу:

где Qизв – извлекаемые запасы нефти, т; F – площадь нефтеносности, м2;

h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; kп – коэффициент открытой пористости; kн – коэффициент нефтенасыщенности;

нефти в поверхностных условиях, т/м3;

учитывающий усадку нефти; = 1 / b (b – объёмный коэффициент пластовой нефти); – коэффициент нефтеотдачи.

По этой формуле произведение Fh представляет собой объём залежи;

Fhkп – поровый объём залежи; Fhkп kн – объём нефти в порах пласта; Fhkп kн – объём нефти, который может быть поднят на поверхность при существующих способах разработки залежи; Fhkп kн – объём нефти, который может быть извлечён на поверхность с учётом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; Fhkп kн – запасы нефти, в том числе которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т. е.

промышленные, или извлекаемые, запасы нефти) [12].

Параметры собственно объёмного метода определяются на основании тщательного изучения комплекса данных по поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам, включающего материалы промысловогеофизических методов, лабораторные исследования кернов, нефтей и вод и результаты промысловых исследований в процессе опробования и испытания продуктивных горизонтов.

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчётных планах продуктивного объекта (пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение водонефтяного контакта (ВНК) по данным комплекса промысловогеофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты поинтервального опробования. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная толщина h определяется на основе данных анализа кернов (только при 100% выносе), электрического и радиоактивного каротажа, а также материалов опробования скважин, позволяющих установить водонефтяной контакт (рис. 3.1).

действительную толщину пласта, особенно если коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев песчаников, песков, глин, так как вынос керна сильно колеблется и обычно не превышает 50-60%.

На практике повсеместно для выделения коллекторов используется комплекс качественных (прямых и косвенных) признаков. Прямые качественные признаки являются наиболее надёжным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. К таким признакам относятся:

кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;

• радиальный градиент сопротивления, измеренный зондами с разной глубинностью исследований;

• изменение показаний методов геофизических исследований скважин (ГИС), выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения.

Рисунок 3.1 – Определение эффективной нефтенасыщенной толщины Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим ёмкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:

• аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательное, если удельное сопротивление промывочной жидкости больше сопротивления пластовой воды, и положительные при их обратном соотношении);

• низкие показания на кривой гамма-каротажа;

• показания ядерно-магнитного каротажа, превышающие фоновые;

• затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже.

В общем случае выделение коллекторов по качественным признакам следует проводить по совокупности прямых признаков, указывающих на наличие проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты, с использованием косвенных качественных признаков [12].

Наиболее точные определения нефтенасыщенной толщины получаются при использовании комплексных наблюдений (изучение керна, данные испытания скважин, электро- и радиоактивный каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине (состояние забоя, интервал прострела дыр и др.).

Сначала необходимо оценить эффективную толщину, т. е. мощность части разреза, представленного коллекторами, которые удовлетворяют промышленным кондициям.

рассчитывать как среднюю арифметически взвешенную по площади величину по карте эффективных нефтенасыщенных толщин с помощью формулы где f1, f 2,..., f n – площадь отдельных участков пласта, ограниченных соседними изопахитами, м2; h1, h2,..., hn – изопахиты, м, соответствующие указанным участкам.

Для определения среднего значения нефтенасыщенной толщины сильно неоднородных пластов (частое чередование литологических разностей по площади и разрезу) пользуются картами распространения коллекторов. По ним с помощью различных способов интерполяции выявляют границы распространения коллекторов.

Наиболее известны три основных вида интерполяции при построении карт коллекторов: а) линейная (на нуль), т. е. на нулевую эффективную мощность пласта, вскрытого скважиной; б) нелинейная – на середину расстояния между скважинами, из которых одна вскрыла пласт-коллектор нулевой мощности; в) с учётом закономерностей изменения эффективной мощности и литологии пластов.

При наличии коллекторов со значительной неоднородностью может происходить ошибка систематического завышения мощности коллекторов, которые по геофизическим данным могут выглядеть как однородный нефтяной пласт. Так может быть при наличии в пласте тонких глинистых пропластков или тонких плотных полупроницаемых пропластков. Для исключения систематической ошибки необходимо анализировать керновый материал из скважин со 100% выносом и вводить поправку в результаты геофизических исследований.

Коэффициент открытой пористости kп определяется на основании изучения керна, отобранного в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта необходимы данные по площади распространения и по мощности. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются часто неисследованными. Поэтому для определения пористости используют промыслово-геофизические методы исследования. Последние не позволяют непосредственно установить величину пористости, но оценивают величины геофизических параметров, которые связаны корреляционными зависимостями с коллекторскими свойствами пород и, в частности, с их пористостью, определённой по керну.

Петрофизической основой определения коэффициентов пористости по материалам ГИС служат корреляционные парные или многомерные зависимости типа «керн-ГИС» и «керн-керн» между kп и различными геофизическими характеристиками. Их устанавливают для выделенных в изучаемом объекте литотипов пород с тем, чтобы максимально учесть состав веществ, образующих минеральный скелет породы, тип и распределение глинистых частиц, тип и объёмы цементов, влияние межзерновой, каверновой и трещинной ёмкости и порозаполняющих флюидов – воды, нефти и газа.

Для определения пористости предпочтительно использование петрофизических связей типа «керн-ГИС». При их отсутствии используются связи типа «керн-керн». Широко также используются различные интерпретационные модели (уравнения), константы которых (минералогическая плотность, интервальное время скелета, содержание химически связанной воды в глине и др.) должны быть обоснованы по результатам исследования керна [12].

Для вычисления средних значений пористости по залежи применяются различные варианты, а именно: определение средних значений по объёму пласта, числу образцов, имеющихся по всем скважинам, определение среднего значения пористости – по данным отдельных скважин и по залежи путём взвешивания пористости по площади.

Выбор варианта зависит от динамики изменения пористости по площади и разрезу, от числа и расположения скважин, от количества определений по каждой скважине.

Число образцов может быть снижено, если коллекторские свойства пласта выдержаны по площади и разрезу и при наличии увязки между данными лабораторных определений и промыслово-геофизическими данными. В случае невыдержанности коллекторских свойств пласта желательно получение не менее десяти определений пористости на 1 метр эффективной толщины [6].

Коэффициент нефтенасыщенности kн – отношение объёма нефти, содержащейся в порах пласта, к объёму всех пор нефтеносного пласта.

Прямым методом определения нефтенасыщенности принято считать расчёт величины этого признака по остаточной водонасыщенности, установленной на кернах, полученных при бурении скважин на безводном растворе. Также применяются другие методы определения нефтенасыщенности: по геофизическим данным или по лабораторным исследованиям связанной воды способами капиллярного давления, центрифугирования, капиллярного впитывания, испарения и др. [8, 10].

При определении нефтенасыщенности по геофизическим данным сначала вычисляют среднюю взвешенную по мощности величину её в каждой скважине. Дальнейший расчёт параметра производят в зависимости от характера изменчивости его по залежи. Если значения средней взвешенной нефтенасыщенности в скважинах мало отличаются друг от друга или в их изменении нет определённых закономерностей, то параметр нефтенасыщенности вычисляют как среднюю арифметическую величину из значений её в скважинах.

При наличии закономерных изменений по площади строят карты нефтенасыщенности, а параметр определяют как среднюю взвешенную по площади величину. Если на залежи имеются обширные водонефтяные зоны, то среднюю взвешенную нефтенасыщенность необходимо определять раздельно для чисто нефтяной и водонефтяной зон.

Плотность нефти определяют в стандартных условиях (при 20°С) в лаборатории по результатам дифференциального разгазирования. Для расчёта берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин [6].

Пересчётный коэффициент, или величину, обратную объёмному коэффициенту пластовой нефти, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Его определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти. При отсутствии глубинных проб на поисковом этапе допускается применение пересчётного коэффициента по аналогии с изученными залежами. Также для его определения используют специальные графики.

Коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти) является важнейшим подсчётным параметром при оценке извлекаемых запасов и зависит от ряда геолого-физических и технологических факторов. Он определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. На величину коэфициента извлечения нефти оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия – природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е. с объёмом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных ещё недостаточно, расчёт коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчёте запасов нефти после завершения разведки и при пересчёте запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учётом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчётов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учётом замыкающих затрат [12, 13].

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учётом одномерных моделей фильтрации на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, – на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения.

Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон [13].

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, её извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчёта запасов. В этом случае утверждённый коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

В некоторых случаях осуществляется прогноз конечного коэффициента извлечения на основе использования проницаемости пласта и вязкости нефти.

При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщённой геологофизической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчётах фильтрации. Коэффициент проницаемости и относительная вязкость µo нефти в пластовых условиях используется для прогноза конечной нефтеотдачи конечной нефтеотдачи в разработанном М. Н. Кочетовым и др.

«Временном методическом руководстве по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ». Согласно этому руководству методика определения нефтеотдачи учитывает характер коллекторов и насыщающих флюидов, режим работы и величину запасов залежей.

µн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с; µв – вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с.

По нефтяным залежам, характеризующимся водонапорным режимом и начальными балансовыми запасами нефти категорий А + В + С1 менее 5,0 млн т, рекомендуется использовать статистические зависимости, полученные в результате обработки данных по большому количеству месторождений, находящихся в различной стадии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.

По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неоднородности коллекторов – в сравнительно однородных и в неоднородных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффициентом песчанистости более 0,75, коэффициентом расчлененности – менее 2,1 и числом характерных прослоев – более трёх;

карбонатные коллекторы по степени неоднородности отнесены к неоднородным.

По проницаемости для терригенных коллекторов выделены группы залежей, входящих в пределы проницаемости, 10-15 м2: 20-50; 50-100; 100-300;

300-800; более 800. Для карбонатных коллекторов ввиду ограниченности исходных данных залежи разделены по группам, входящим в интервалы проницаемости, 10-15 м2: 20-50; 50-100; более 100 [12].

Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным залежам рекомендуется использовать графические зависимости, представленные на рисунках 3.1 – 3.3.

Рисунок 3.1 – График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме.

Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако являются приближёнными и характеризуются определённой погрешностью.

При этом следует иметь в виду, что наиболее надёжные результаты дают левые и центральные части кривых, менее надёжные – правые, проведённые условно по аналогии с другими графиками.

При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости (например для проницаемости 50 и 100·10-15 м2) следует брать отсчёты по обеим зависимостям и значение нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчётов.

Рисунок 3.2 – График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для неоднородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме. Шифр линий – проницаемость 10-15 м2 [12] Рисунок 3.3 – График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для карбонатных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме.

Для определения размещения существует зависимость [19]:

где K в – коэффициент вытеснения нефти; S – плотность сетки скважин, км2/скв.; a – коэффициент пропорциональности, зависящий от коллекторских свойств пласта и свойств насыщающих его жидкостей; e – основание натурального логарифма.

Для использования указанной зависимости предварительно по сходной в геологическом отношении залежи нефти, находящейся в последней стадии эксплуатации и близкой к истощению, определяют коэффициент пропорциональности a по известным значениям вычисленный коэффициент a, определяют для новой залежи значений S при заданной величине К в.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчёт извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворённым) в процессе разработки (отбора жидкости, газа).

Поэтому до начала разработки и в ранние её периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и др.). Есть и другие обстоятельства (например воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

Статистический метод заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчётным путём определяют извлекаемые запасы залежи.

Основным недостатком метода является то, что построение кривых ведётся на основе прошлого, и для расчёта добычи в будущем приходится экстраполировать кривые, перенося тем самым автоматически на будущее дефекты прошлой эксплуатации. Кроме того, при экстраполяции кривых обычно не учитываются методы рационализации эксплуатации скважин в настоящем или будущем по сравнению с прошлым.

Применение данного метода возможно после достаточно длительной разработки. Статистический метод даёт гораздо более достоверные результаты при подсчёте запасов нефти, чем метод материального баланса, поскольку необходимые для расчёта показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт [12].

Основными критериями выбора метода подсчёта запасов нефти являются режим залежи и степень её изученности (разведанности). В зависимости от режима работы залежи выбор метода подсчёта обусловливается следующим:

• при водонапорном режиме возможно применение объёмного и статистического методов;

• при упруго-водонапорном и смешанных режимах – объёмного и метода материального баланса;

• при режимах газовой шапки и растворённого газа – всех трёх методов;

• при гравитационном режиме – объёмного и статистического методов.

Следовательно, наиболее универсален объёмный метод, который на любой стадии изученности залежей включает в себя три этапа последовательных работ [3]:

1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и эффективные нефте(газо)насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)насыщенность, отметки контактов, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура;

3) построение статической модели и подсчёт запасов в соответствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование отметок контактов залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчётных объектов и их геометризация, выбор варианта объёмного метода и обоснование параметров подсчёта; обоснование границ категорий запасов и составление подсчётного плана, подсчёт геологических запасов по каждому подсчётному объекту и залежи в целом.

Для пластов, характеризующихся значительной литолого-физической изменчивостью, когда трудно установить достоверные средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объёмного метода может быть затруднено. Такие условия нередко характерны для залежей с режимом растворённого газа. В этом случае может оказаться наиболее целесообразным использование в зависимости от имеющихся данных статистического метода или метода материального баланса, не требующих при определении запасов знания объёма пласта и соответствующих параметров. Следует, однако, иметь в виду, что возможность применения в таком случае метода материального баланса ограничивается большой неравномерностью распределения пластовых давлений в связи с фациальной изменчивостью пород и трудностью создания равномерных условий разработки в пределах всего пласта. Следовательно, наиболее эффективным будет лишь статистический метод, несмотря на его недостатки [6].

При выборе метода подсчёта запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо руководствоваться следующим. Объёмный метод подсчёта запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи. Статистический, используемый для залежей нефти с газонапорным режимом или режимом растворённого газа, применяется в тех случаях, когда:

• имеются данные о продолжительности эксплуатации нескольких скважин за период не менее одного года;

• выбрана схема разработки и намечен темп ввода скважин в эксплуатацию по годам;

• имеются сведения о режиме работы залежей, их пластовых давлениях и динамике продвижения контуров водоносности.

При подсчёте запасов нефти методом материального баланса необходимо иметь:

• данные лабораторных исследований о растворимости газа в нефти и изменении в связи с этим объёма нефти в пластовых условиях при различных давлениях;

• данные об изменении объёма углеводородных газов при различных давлениях с учётом отклонения их от законов идеальных газов;

• сведения о контурах газоносности и нефтеносности, а также сведения о среднем газовом факторе;

• сведения о добыче нефти, газа и воды с начала разработки пласта (суммарно и по месяцам);

• сведения о режиме работы пласта и данных о динамике изменения пластовых давлений, а также все исходные данные для составления карт изобар [6, 12].

В связи с тем, что условия залегания и разработка газовых месторождений и месторождений нефти с газовой шапкой и растворённым в нефти газом различны, для них применяют различные методы подсчёта запасов углеводородов, и запасы подсчитывают и учитывают отдельно. При подсчете запасов газа различают свободный газ, т. е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворённый в нефти (попутный газ) [15].

Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа, так же как при подсчёте запасов в нефтяных залежах, сводится к определению объёма пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объём газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

Формула подсчёта запасов газа объёмным методом выглядит следующим образом:

где Qг – начальные запасы газа (в стандартных условиях рст = 0,1МПа, Т ст = 293 К); F – площадь в пределах контура газоносности, м2; h – эффективная газонасыщенная толщина, м; kп – коэффициент открытой пористости; р0 – начальное пластовое давление в залежи, МПа; рст – среднее остаточное давление, МПа; в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 Мпа; a0, aст – поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений р0 и рст ; f – поправка на температуру для приведения объёма газа к стандартной температуре kг – коэффициент газонасыщенности с учётом содержания связанной воды;

tпл – пластовая температура, °С.

Пластовое давление в газовых скважинах определяется на основании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учётом силы тяжести столба газа.

Площадь газоносности, среднюю мощность пористой части пласта и средний коэффициент пористости определяют так же, как при подсчёте запасов нефти объёмным методом. Следует лишь иметь в виду, что поверхность контакта газ – вода обычно горизонтальная, границы её по кровле и подошве, как правило, следуют изогипсам подземного рельефа газоносного пласта.

Отклонение углеводородных газов от законов составления идеальных газов может быть определено по данным об отклонениях отдельных компонентов газовой смеси. Исследования показали, что отклонения тем больше, чем выше молекулярная масса газа; при повышении температуры они уменьшаются [6].

Коэффициент газонасыщенности характеризует долю объёма открытых пор породы, занятых свободным газом в термобарических условиях пласта.

Коэффициент газонасыщенности породы количественно оценивают по её водонасыщенности исходя из баланса несмешивающихся флюидов в порах породы. При продвижении вод и обводнении пласта наблюдается остаточная газонасыщенность, соответствующая количеству неподвижного газа (защемлённого в порах, разобщённого). Коэффициент газонасыщенности определяют в скважинах: по материалам промыслово-геофизических исследований (в основном по данным электрического каротажа) с привлечением сведений о петрофизических свойствах пород; по данным детальной газометрии в процессе бурения скважины с приведением к условиям залегания; на керне – исследованием равновесных и остаточной водонасыщенностей.

Метод подсчёта запасов по падению пластового давления применяют для пластов, в которых первоначальный объём пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации [6]. Следовательно, в случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при неэффективном водонапорном режиме (при большом поступлении воды в пласт) его всё же можно использовать.

Формула подсчёта запасов свободного газа по падению давления основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого при падении давления на 0,1 МПа, во все периоды разработки газовой залежи.

Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи добыто Q1 объёмов газа и давление в залежи составляло p1, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объёмов газа и давление в залежи равнялось p2, то за период разработки от первой до второй даты на 0,1 МПа падения давления добыча газа составила:

Если исходить из того, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины pк будет добываться то же количество газа на 0,1 МПа снижения давления, получим следующую формулу для подсчёта остаточных извлекаемых запасов газа на вторую дату по методу падения давления с учётом поправок на отклонение от законов состояния идеальных газов a1 и a2 (соответственно для давлений p1 и p2 ):

где Qг – промышленные запасы газа на дату, когда уже было отобрано газа Q2, м3.

Данный метод не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучёт мощности и вообще объёмной характеристики пласта приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление по пласту значительно меняется. Рассмотренный метод пригоден для единой залежи газа, не разбитой на отдельные самостоятельные участки.

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления не применим, так как при подсчёте запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объём пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газоводонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определённый период времени напором воды Q '. Тогда формула для подсчёта запасов примет следующий вид:

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объёмным методом. Метод расчёта по падению давления требует систематического изучения давлений на устье скважин (при их закрытии хотя бы на короткий срок) и лабораторных исследований с целью установления отклонений углеводородного газа от закона Бойля – Мариотта.

Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:

где П – потенциальное содержание конденсата.

При проведении пробной эксплуатации скважин в целях подсчёта запасов газа методом падения давления необходимо вести особо тщательные наблюдения за поведением рабочего и статического давлений газа в работающих скважинах, статического давления в наблюдательных и статического уровней воды в пьезометрических скважинах.

3.2.2 Подсчёт запасов газа, растворённого в нефти Геологические запасы газа, растворённого в нефти, рассчитывают по формуле:

где Qг. геол, Qн.геол – балансовые запасы газа, м3, и нефти, т; Г 0 – содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м3/т.

Величина извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений России) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти, подсчитывают по упрощённой формуле [12]:

где Г – газовый фактор, м3/т, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа; Qн.изв – извлекаемые запасы нефти, т; Qг. изв – извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти, м3.

Метод подсчёта запасов газа определяется степенью разведанности залежи и её режимом работы.

Объёмный метод подсчёта запасов применяется на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению давления необходимо иметь данные опробования скважин. Продолжительность пробной эксплуатации в каждом конктретном случае устанавливают с учётом возможности получения в намечаемые сроки достоверных исходных данных, обосновывающих подсчёт запасов по методу падения давления.

При этом должны быть получены:

• точные данные о количестве газа, извлечённого за определённые периоды времени;

• все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;

• обоснованные величины среднего пластового давления на дату подсчёта;

• сведения о режиме работы залежи.

Объёмный метод применяется при любом режиме работы пласта, а метод по падению давления – при газовом режиме (режиме растворённого газа).

Возможность использования метода подсчёта запасов газа по падению давления определяется расчётом количества полученного из залежи газа на 0,1 МПа падения давления в разные периоды разработки. Если количество газа, полученное на 0,1 МПа падения давления, в один интервал разработки равно количеству газа, полученному за другой период разработки, то можно применить метод по падению пластового давления. В случае увеличения добытого газа на 0,1 МПа снижения давления в более поздние периоды разработки необходимо пользоваться формулой 3.12 [6, 12].

4 ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И РАСТВОРЁННОГО ГАЗА

ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ

Данными для осуществления подсчёта запасов служат структурная карта по отражающему горизонту в масштабе 1:25 000 и таблицы с исходными данными (табл. 4.1) и результатами опробования (табл. 4.2).

На основе имеющихся данных и структурной карты по отражающему горизонту необходимо выполнить построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта, а также карты эффективных нефтенасыщенных толщин, которые располагаются на одном листе бумаги и называются подсчётным планом.

4.1 Построение структурной карты кровли продуктивного пласта Построение структурной карты кровли осуществляется на основе имеющейся структурной карты по отражающему горизонту. Выбор сечения изогипс при пологом залегании пластов берут равным 2-5 м, а в геосинклинальных областях или при массивном типе залежи – 10-25 м и более. Для удобства построений лучше пользоваться светостолом.

Рассмотрим последовательность построения структурной карты кровли на примере скважин № 3 и 6 (изогипсы на структурной карте отражающего горизонта выполнены в красном цвете) (рис. 4.1).

На структурной карте отражающего горизонта, построенной на основе интерпретации сейсмический данных, в скважине № 3 кровля продуктивного пласта была вскрыта на абсолютной отметке минус 2000,1 м. Шаг построения структурной карты отражающего горизонта составляет 5 м. Следовательно:

Значит, изогипса с абсолютной отметкой минус 2000 м будет располагаться левее скважины №3 на 0,4 мм.

Аналогичные расчёты выполняем по скважине № 6.

Значит, изогипса с абсолютной отметкой минус 2000 м будет располагаться левее скважины № 6 на 10,5 мм. Последовательно выполняем аналогичные расчёты по всем пробуренным скважинам (в нашем случае 7 скважин).

Таблица 4.1 – Исходные данные по скважинам Таблица 4.2 – Результаты опробования Коллектор – известняк;

пористость – 0,16 доли ед.;

нефтенасыщенность – 0,86 доли ед.;

объёмный коэффициент нефти – 1,036;

коэффициент извлечения нефти – 0,33;

плотность нефти – 0,887 г/см3;

газосодержание пластовой нефти – 66,6 м3/т.

Рисунок 4.1 – Пример построения структурной карты кровли На не охваченных бурением участках структурная карта кровли строится с учётом данных бурения, полученных в ближайших скважинах.

После выполнения всех построений в соответствии с выбранным шагом между изогипсами, в нашем случае это 5 м, получаем карту (рис. 4.2).

Рисунок 4.2 – Структурная карта кровли без естественных границ Построив карту кровли, необходимо нанести её естественные границы. В нашем случае ими являются внешний и внутренний контуры нефтеносности. В исходных данных отсутствуют более сложные разновидности естественных границ, которыми могут быть тектонические нарушения, литолого-фациальные замещения, выклинивания или различные вариации.

4.2 Обоснование уровня водонефтяного контакта Водонефтяной контакт – граница, разделяющая в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается.

Определение положения водонефтяного контакта осуществляют при исследовании методами геофизических исследований скважин, а также опробования необсаженных скважин в процессе бурения. Наиболее точные данные о положении ВНК получают при изучении необсаженных и обсаженных неперфорированных скважин по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии, сопоставленных с результатами опробований по скважинам. В обсаженных перфорированных скважинах указанные выше характеристики продуктивного пласта искажены различным влиянием гидродинамических сил в прискважинной и удалённой частях пласта, что отрицательно сказывается на точности определения текущего положения контакта.

Для нахождения абсолютной отметки ВНК на основе таблицы исходных данных (табл. 4.2) составляется схема опробования (рис. 4.3).

Рисунок 4.3 – Обоснование доказанного контура нефтеносности.

Интервалы: 1 – «сухой», 2 – нефтенасыщенный, 3 – перфорированный с абсолютными отметками перфорации; Qн – приток нефти Схема строится на основе результатов опробования скважин и интерпретации выполненных в скважинах ГИС, поинтервально, в абсолютных отметках.

Если в результате опробования скважин ни в одной из них не получен приток воды, то определяется доказанный контур нефтеносности (ДКН), который проводится по нижним дырам интервала перфорации. В случае получения в какихто скважинах притока воды по нижним дырам интервала перфорации проводится ВНК (рис. 4.4). Если разница между абсолютной отметкой верхнего отверстия интервала перфорации, давшего при опробовании воду, и абсолютной отметкой нижнего интервала, давшего нефть, значительное, то линия ВНК проводится по середине этого расстояния.

Интервалы: 1 – нефтенасыщенный, 2 – водонасыщенный, 3 – перфорированный с абсолютными отметками перфорации; Qн – приток нефти После определения абсолютной отметки доказанного уровня нефтеносности необходимо нанести внешний контур нефтеносности на карту кровли продуктивного пласта (рис. 4.5).

Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения поверхности, разделяющей нефть и воду с кровлей пласта; это условная граница, разделяющая водонефтяную зону от зоны, полностью заполненную водой. Внутренний контур нефтеносности – это линия пересечения поверхности нефтяного раздела с подошвой пласта; это условная граница, разделяющая чисто нефтяную зону от водонефтяной зоны.

Рисунок 4.5 – Карта кровли с внешним контуром нефтеносности 4.3 Построение структурной карты подошвы продуктивного пласта Построение структурной карты подошвы продуктивного пласта осуществляется на основе имеющейся структурной карты по отражающему горизонту.

Вся последовательность построения подробно описана в главе 4.1.

Построив карту подошвы, наносим на неё внутренний контур нефтеносности (абс. отм. – 2021,5 м), после чего при помощи светостола переносим его на карту кровли данного пласта. Ниже приведён пример построенной карты кровли с нанесёнными внешним и внутренним контурами нефтеносности (рис. 4.6).

Для массивных залежей структурная карта подошвы не строится.

Рисунок 4.6 – Карта кровли с внутренним и внешним контурами 4.4 Построение геологических профилей продуктивных отложений Исходными данными для построения профилей служат построенные структурные карты кровли и подошвы продуктивного пласта.

При построении профиля следует учитывать, что для большей детализации структуры линию профиля стоит выбирать по линии скважин, наиболее полно отражающей структурное строение продуктивного пласта (рис. 4.7). Если на карте имеются осложняющие структуру тектонические нарушения, необходимо показать их на геологическом разрезе.

Рисунок 4.7 – Геологический профиль продуктивных отложений по линии I-I 4.5 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин Картопостроение завершается составлением подсчётного плана (карт кровли, подошвы, эффективных нефтенасыщенных толщин; с таблицами исходных данных, результатами опробования и подсчётными параметрами, расположенными на одном листе бумаги), который является основным графическим документом при подсчёте запасов.

Подсчётный план должен содержать все пробуренные на дату подсчёта запасов скважины, включая давшие в ходе опробования воду. Кроме того, в таблицах отображаются принятые величины подсчётных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины.

Перед построением карты эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо построить карту эффективных толщин. Для чего используем значения толщин по пробуренным скважинам на структуре, данные по скважинам берутся из таблицы 4.1 (столбец с эффективными толщинами). Построение карты осуществляется с учётом особенностей рельефа отражающего горизонта методом треугольников (рис. 4.8).

На основе построенной карты эффективных толщин осуществляется построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин.

Для чего на карту эффективных толщин наносятся естественные границы (тектонические нарушения, литологические замещения, выклинивания, контуры нефте-, газонасыщенности). В нашем случае это доказанный контур нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная толщина – толща горных пород, заполненная углеводородами, обладающая свойствами отдавать для разработки полезный флюид.

В отличие от эффективной нефтенасыщенной толщины, эффективная толщина представляет собой толщу горных пород, обладающую свойствами отдавать для разработки полезный флюид, но не заполненную углеводородами.

Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин осуществляется поэтапно (рис. 4.9):

1) наносится сетка скважин в соответствующем масштабе;

2) в знаменателе каждой скважины указывается значение эффективной нефтенасыщенной толщины из таблицы 4.1;

3) на линии внешнего контура нефтеносности значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 0;

4) в чистонефтяной зоне (во внутреннем контуре нефтеносности) линии равных эффективных нефтенасыщенных толщин повторяют линии эффективных толщин;

5) в водонефтяной зоне (между внешним и внутренним контурами нефтеносности) изопахиты эффектиных нефтенасыщенных толщин проводятся параллельно контурам и с учётом интерполяции между соседними скважинами.

На карту эффективных нефтенасыщенных толщин наносятся границы категорий запасов. В нашем случае необходимо выделить границы категорий С1 и С2. Граница категории С1 проводится на расстоянии двух радиусов дренирования от скважин, в которых получен приток нефти. На практике для залежей простого строения и небольшой сложности это расстояние составляет 1 км от скважины, для залежей сложного строения – 0,5 км. На остальных участках залежи запасы будут относиться к категории С2 (рис. 4.10).

После построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин и выделения на ней границ категорий запасов её необходимо разбить на подсчётные поля (выделяются на основе эффективной нефтенасыщенной толщины, расположения во внутриконтурной или приконтурной зонах залежи и с учётом выделенных категорий запасов). Полученные подсчётные поля необходимо пронумеровать для замера их площадей планиметром (рис. 4.11).

Рисунок 4.9 – Пример построения карты эффективных Рисунок 4.10 – Выделение границ категорий запасов Рисунок 4.11 – Карта эффективных нефтенасыщенных толщин с выделенными категориями запасов нефти На карте эффективных нефтенасыщенных толщин условные обозначения скважин наносятся в соответствии с результатами опробования [9].

Сделав все построения, необходимо выполнить замер площадей всех выделенных подсчётных полей при помощи планиметра (в нашем случае 21 поле), в последнем столбце таблицы 4.3 приводятся данные полученного объёма подсчётных полей, расчёт ведётся отдельно по зонам с учётом выделения категорий запасов (н – чисто нефтяная, вн – водонефтяная зона залежи).

Таблица 4.3 – Таблица подсчёта объёма пласта А Северного месторождения Полярный планиметр состоит из двух рычагов – полюсного Р1 и обводного Р2, соединённых шаровым шарниром, укреплённым на конце полюсного рычага (рис. 4.12).

На обводном рычаге помещается передвижная каретка со счётным механизмом. Обводной рычаг имеет ручку со шпилем для обвода контуров.

Рисунок 4.12 – Полярный планиметр. Рычаги – полюсной Р1 и обводной Р Планиметр должен удовлетворять следующим требованиям, выполнение которых перед работой следует проверять:

• счётное колесо должно вращаться легко и свободно;

• плоскость счётного колеса должна быть перпендикулярна к оси обводного рычага.

Счётное колесо регулируется путём перемещения подшипника до тех пор, пока между счётным колесом и верньером не пройдёт лист писчей бумаги.

Для проверки второго условия обводят контур известной геометрической фигуры при двух положениях планиметра: счётный механизм вправо и влево от полюса. Разность отсчётов при положении влево и вправо не должны отличаться больше чем на 2-3 деления планиметра. Если это требование не выполняется, то измерения следует производить при двух положениях счётного механизма. Окончательный результат получается как среднее из двух измерений, которое будет свободно от указанной погрешности.

Для того чтобы произвести измерение фигуры, необходимо обводной штиль установить на какой-либо точке контура площади и зафиксировать значение на счётном механизме. После измерения опять снимают показание.

Разница между вторым и первым значением является искомой площадью фигуры.

Перед началом всех измерений планиметр следует откалибровать. Данная процедура начинается с выбора плоской фигуры, площадь которой известна или легко подсчитывается по формуле. В качестве примера возьмём квадрат со стороной а = 10 см (рис. 4.13). Учитывая масштаб построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин, на котором будет произведено планиметрирование, рассчитаем цену деления (масштаб 1:25 000).

В соответствии с масштабом карты определим, что Рассчитаем площадь квадрата с учётом масштаба картопостроения:

При обмере планиметром квадрата получаем 1000 дел, значит:

6,25 км2 = 1000 дел.;

1 дел. = 0,00625 км2.

Для масштаба 1:25 000 цена 1 деления планиметра равна 0,00625 км2.

Зная цену деления планиметра, можно приступать к замерам площадей криволинейных фигур, количество и границы которых уже известны, если все построения и рекомендации первых глав данного пособия были выполнены.

Измерив площадь каждой фигуры, необходимо сделать пересчёт в соответствии с ценой деления.

4.7 Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Начальным этапом при подсчёте запасов является вычисление для каждой фигуры средних арифметических значений эффективных толщин:

В качестве примера выберем фигуру с номером I и рассчитаем для неё среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины. Минимальное значение равняется 6 м, максимальное отмечается в скважине №5 – 7,2 м, следовательно, среднее значение составит 6,6 м (рис. 4.14).

Рисунок 4.14 – Криволинейная фигура с первым номером Дальнейшей задачей является расчёт объёма открытых пор эффективного объёма залежи по формуле:

Количество вычислений по формулам (4.1) и (4.2) равна количеству фигур, на которые была разбита залежь при построении, в нашем случае 21 фигура. Результаты вычислений представляются в виде таблицы. После того, как выполнен расчёт объёма открытых пор, необходимо рассчитать суммарный объём пустот залежи по формуле:

А также извлекаемые запасы нефти (формула 3.1), геологические и извлекаемые запасы растворённого газа (формулы 3.14 и 3.15).

На основе выполненных вычислений составляется таблица подсчёта запасов (табл. 4.4) и подсчётный план (рис. 4.15), на котором изображаются структурные карты кровли и подошвы продуктивного пласта, карта эффективных нефтенасыщенных толщин, а также таблицы 4.1-4.4.

Залежь, пласт Задание: в соответствии с полученным вариантом (табл. 4.5) выполнить подсчёт запасов нефти и растворённого газа объёмным методом.

Рисунок 4.15 – Пример подсчётного плана

5 ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ В ПРОГРАММНОМ КОМПЛЕКСЕ IRAP RMS

IRAP RMS (Reservoir Modelling System) – интегрированная модульная система построения, анализа и сопровождения трёхмерных адресных постоянно действующих геологo-технологических моделей месторождений. Пакет имеет модульную структуру и соответствующую систему лицензирования.

RMSBase – основа пакета IRAP RMS. Содержит функциональность, общую для всех модулей пакета: ввод и вывод данных, 2D/3D-визуализацию, подготовку графических изображений, менеджер задач, моделирование разломов, построение трёхмерных сеток, анализ данных, встроенный язык программирования IPL, 3D-интерполяция, использование трендов, создание карт на основе распределения трёхмерных параметров.

RMSGeoform – структурное моделирование и построение карт параметров. Содержит широкий набор алгоритмов двумерной интерполяции, стратиграфическое моделирование, преобразование время-глубина. Гибкий инструмент для создания точного описания геометрии месторождений.

RMSWellstrat – модуль межскважинной корреляции. Позволяет интерактивно выбирать скважины и кривые, а также создавать и редактировать границы пластов.

RMSFacies – стохастическое моделирование пространственного распределения пород различных литотипов пород. Позволяет создавать детальные модели коллекторов, образовавшихся в самых разных условиях осадконакопления. Это могут быть прибрежно-морские, дельтовые или русловые песчаники, карбонатные рифы и т. д.

RMSPetrophysical – стохастическое моделирование пространственных распределений петрофизических свойств. Позволяет получить согласованные трёхмерные поля пористости, проницаемости и начальной насыщенности. При петрофизическом моделировании учитывается литологическая модель, сейсмические данные, а также различные геологические закономерности распределения петрофизических свойств.

RMSIndicators – инструмент литологического моделирования для больших и гигантских месторождений. Эффективный учёт тысяч скважин, использование в моделировании 1D-, 2D-, 3D-трендов для учёта геологических концепций, учёт 3Dсейсмических данных с помощью алгоритма Indicator co-simulation.

RMSSimgrid – модуль подготовки и редактирования геологической основы для гидродинамического моделирования. Технологии ремасштабирования Rescaling, позволяющие точно учесть в гидродинамических расчётах все аспекты геологической модели, влияющие на течение флюида в пласте.

RMSStream – встроенный однофазный гидродинамический симулятор, основанный на построении линий тока. Позволяет ранжировать и выбирать реализации геологической модели, контролировать качество результатов процедуры Rescaling, гидродинамических сеток, оптимизировать размещение эксплуатационных скважин.

RMSFlowsim – полномасштабный гидродинамический симулятор Black Oil.

Он предназначен для точного расчёта фильтрации сжимаемых флюидов в пласте с учётом различных ограничений и условий, задаваемых по скважинам и группам скважин для отображения реальных технологических процессов разработки месторождения.

RMSWellplan – модуль проектирования и оптимизации траекторий скважин на основе детальных геологических и гидродинамических моделей.

IRAP RMS – это инструмент для двумерного и трёхмерного геомоделирования, подсчёта запасов, подготовки геологической основы для гидродинамической модели, проведения гидродинамических расчётов, анализа риска и проектирования траекторий скважин.

В данном пособии детально разбирается процесс построения 2D-модели залежи и по ней производится подсчёт запасов.

5.2 Построение структурной поверхности кровли пласта В качестве исходных данных для постоения используются значения абсолютных отметок кровли пласта в скважинах (табл. 4.1), оцифрованная поверхность кровли и координаты скважин (табл. 5.1).

Таблица 5.1 – Координаты скважин Северного месторождения Номер скважины Для создания точек пересечения кровли пласта и скважин в программе IRAP RMS в контейнере Clipboard выбираем Create Empty points (рис. 5.1).

В контейнере Clipboard появился пустой объект Points, который необходимо визуализировать в панели Multiviewer. С помощью кнопки Digitize new points (рис. 5.2) создаём произвольно 7 точек (количество скважин), нажимая мышью в любом месте панели.

Digitize new points Далее присваиваем полученным точкам в окне Point table соответствующие абсолютные отметки кровли пласта и координаты х, y. Эту операцию осуществляем как показано на рисунке 5.3.

Задав необходимые настройки визуализации точек (цвет и их абсолютные значения), на карте они будут выглядеть как показано на рисунке 5.4.

Также в качестве исходных данных используется оцифрованная карта кровли пласта, которая была построена на этапе подсчёта запасов нефти и растворённого газа (п. 4.1 данного пособия, рис. 4.2). Оцифровка осуществлялась в программе Golden Software Didger v3.05, после чего производился её импорт в IRAP RMS. Поэтапно импорт точек оцифрованной поверхности показан на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5 – Импорт точек оцифрованной поверхности Перед построением карты необходимо отстроить полигон, внутри которого она будет находиться.

В контейнере Clipboard выбираем Create Empty polygons. Пустой объект Polygons визуализируем в панели Multiviewer. С помощью клавиш Select line mode и Digitize new line(s) рисуем полигон (рис. 5.6).

Построение карты кровли производится в окне Clipboard mapping (рис. 5.7). В закладке Input/output в качестве входных данных выбираем точки и оцифрованную поверхность (Points и top), а также прописываем название будущей поверхности (Top_ Map).

В закладке Layout указываем инкремент (размер ячейки для 2D-сетки) по х, y, равный 20 метрам (рис. 5.8), и нажимаем кнопку Detailed range settings.

Рисунок 5.7 – Закладка Input/output при построении кровли Рисунок 5.8 – Закладка Layout при построении кровли продуктивного пласта В окне Mapped area задаём область построения поверхности, перетаскивая созданный ранее полигон в drop-site (рис. 5.9).

Рисунок 5.9 – Окно задания области построения В закладке Mapping в качестве алгоритма картопостроения необходимо выбрать Global B-spline. Также включаем операцию сглаживания (Smooth) и нажимаем Run (рис. 5.10).

Рисунок 5.10 – Закладка Mapping при построении кровли В результате должна получиться кровля продуктивного пласта (рис. 5.11).

Рисунок 5.11 – Кровля продуктивного пласта 5.3 Построение структурной поверхности подошвы Построение подошвы пласта производится с использованием поверхности кровли (Top_Map) в качестве трендовой (направляющей) поверхности. Перед этим необходимо построить точки (Points_Bot) пересечения скважин с поверхностью подошвы. Операция выполняется аналогично той, которая выполнялась в случае с кровлей.

Построение подошвы также производится в окне Clipboard mapping (рис. 5.12). В закладке Input/output в качестве входных данных выбираем точки для подошвы (Points_Bot), также включаем опцию трендов Use trends и перетаскиваем в drop-site поверхность кровли (Map_Top), в выходных данных прописываем название нашей будущей поверхности (Bot_ Map).

Рисунок 5.12 – Закладка Input/output при построении подошвы В закладках Layout и Mapping указываем всё то же, что было при построении кровли (рис. 5.9-5.10).

Визуализировав обе полученные поверхности в 3D-окне, необходимо проверить их правильное взаимное расположение и отсутствие пересечений между ними (рис. 5.13).

Рисунок 5.13 – Структурные поверхности кровли и подошвы 5.4 Построение карты эффективных толщин В качестве исходных данных для постоения используются значения эффективных толщин в скважинах (табл. 4.1), для этого необходимо создать набор точек Points_Eff аналогично тому, как создавались точки пересечения скважин с поверхностями кровли и подошвы пласта.

Построение карты эффективных толщин снова производится в окне Clipboard mapping. В закладке Input/output в качестве входных данных выбираем значения толщин (Points_Eff), а в выходных данных указываем название карты (H_ Map). В закладке Layout остаётся всё без изменений, а в закладке Mapping необходимо выбрать алгоритм картопостроения Mask method.

5.5 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин Методика построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин в IRAP RMS такова:

1) необходимо создать нулевой контур нефтеносности, на котором нефтенасыщенные толщины равны нулю. В нашем случае этим контуром считается внешний контур ВНК;

2) в пределах внутреннего контура ВНК принять карту эффективных толщин за карту эффективных нефтенасыщенных толщин.

5.5.1 Создание нулевого контура нефтеносности Создание нулевого контура начинается с создания поверхности ВНК.

Необходимо сделать копию одной из поверхностей, например Top_Map, и назвать её OWC (Oil Water Contact). Присвоим полученной поверхности значение абсолютной отметки ВНК (в нашем случае это 2021,5 метров), как показано на рисунке 5.14.

Внешний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с кровлей пласта, а внутренний – с подошвой. Визуализируем в 2D-окне структурную поверхность кровли и ВНК, выберем в меню пиктограммы Top_Map опцию Operations Intersect и нажмём OK (рис. 5.15).

В результате появилась пиктограмма Intersect – линия пересечения поверхности ВНК со структурной поверхностью кровли, назовем её Outside_OWC (рис. 5.16).

Рисунок 5.16 – Внешний контур нефтеносности Далее необходимо аналогично создать внутренний контур нефтеносности и назвать его Inside_OWC.

Так как на внешнем контуре эффективных нефтенасыщенных толщин нулевые значения, то необходимо его прировнять к 0 с помощью скалярных операций: Outside_OWC Operations Scalar. Операция выполняется аналогично тому, как показано на рисунке 5.14, с учётом, что а = 0.

Для того чтобы можно было использовать эти данные как исходные для построения окончательной карты эффективных нефтенасыщенных толщин, необходимо представить их в виде набора точек: Clipboard Create Empty Points.

Теперь поместим Outside_OWC в пустую пиктограмму Points, тем самым переведя контур в набор точек, который назовём Oil_Contuor.

5.5.2 Создание карты эффективных толщин в пределах внутреннего Карта эффективных толщин в пределах внутреннего контура ВНК строится следующим образом: H_ Map Operations Logical. В drop-site помещаем созданный ранее объект Inside_OWC. Выбераем операцию A and B (рис. 5.17).

В результате получается «вырезанная карта» эффективных толщин в пределах внутреннего контура нефтеносности (рис. 5.18).

Чтобы можно было использовать эти данные как исходные для построения окончательной карты эффективных нефтенасыщенных толщин, необходимо представить их в виде набора точек.

в пределах внутреннего контура нефтеносности В контейнере Clipboard выбираем Create Empty points (рис. 5.1). С помощью средней кнопки мыши перемещаем полученную карту эффективных толщин в пределах внутреннего контура нефтеносности (Map_H) в пустую пиктограмму Points, тем самым переведя карту в набор точек (Points_Eff).

Также в качестве исходных данных необходимы значения эффективных нефтенасыщенных толщин в скважинах. Скопируем точки пересечения кровли пласта и скважин и назовём их Points_Eff_NN, в столбец Z-value окна Point table (рис. 5.19) заносим значения таблицы 4. (эффективные нефтенасыщенные толщины).