Средние нефтенасыщенные толщины

КАРТОПОСТРОЕНИЕ И ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к лабораторным занятиям и самостоятельной работе
по дисциплине "Проектирование и анализ разработки

нефтяных месторождений"

для студентов очного и заочного обучения по специальности:

130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Часть 1

 

Тюмень 2011 г.

Утверждено редакционно-издательским советом

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

© Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

 

Тюмень 2011

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

1. Общие сведения

Сущность объемного метода

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандарт­ным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного простран­ства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизон­тальной проекции площади залежей нефти на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, на среднее значение коэффици­ента открытой пористости и на среднее значение коэффициен­та нефтенасыщенности.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегази­рованной при стандартных условиях, используется среднее значе­ние пересчетного коэффициента q, учитывающего усадку нефти.

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

 

Q_Н^БАЛ=F∙H∙K_П ∙К_Н ∙q ∙r, (1)

где Q_Н^БАЛ - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м³;

H - нефтенасыщенная толщина, м;

K_П - коэффициент пористости, д.ед.;

К_Н - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

q - пересчетный коэффициент, д.ед.;

r - плотность нефти в стандартных условиях, т/м³.

При этом вы­ражение F∙H определяет объем коллекторов залежи, F∙H∙K_П - объем пустотного пространства пород, F∙H∙K_П∙К_Н - объем пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

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

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его слож­ность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекто­ров и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчиво­стью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, ус­ловиями залегания флюидов в недрах и т.п.. По существу объек­тивное выявление каждого из перечисленных факторов представ­ляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточно­стью и низким качеством фактических данных.

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

Площадь нефтеносности

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

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

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

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

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

Средние нефтенасыщенные толщины

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

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

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

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