Файл: Задача по наращиванию запасов углеводородного сырья нефти, газа и конденсата.doc

I — шаг будущей эксплуатационной сетки.

оказалась продуктивной. Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молоды­ми осадками (рис. 5). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Бере­зовского района Тюменской области.

Положение ВНК и ГВК в стратиграфически ограниченных за­лежах определяется так же, как в пластовых залежах.

Расчет объемов нефте(газо)насыщенных коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей (рис. 6). В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в про­дуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с за­пасами категории C₁ определяется как :

Vс₁ = Fс₁ hн.эф.,
а в грани­цах площади с запасами категории С₂ находится из выражения:
Vс₂= (F₁ +F₂ - F₃ – F₄ - 2Fc₁) hн.эф. / 2
где: F₁,F₂ — площади, огра­ниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефте­носности;

F₃ — площадь зоны постепенного выклинивания коллек­тора;

F₄ - площадь зоны отсутствия коллектора;

Fс₁ - площадь с запасами категории С_1.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по об­щей схеме для пластовых залежей. Запасы нефти и свободного газа подсчитываются по формулам:

Qн.н =с₁,с₂ Fhн.эф kп.о. kн. Qн.г =с₁,с₂ Fhг.эф kп.о. kг KрKт
По этим же формулам без составления карт изопахит подсчи­тываются запасы тектонически экранированных залежей. Особен­ность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной - берется лишь ее половина ( рис. 7).

---

а

Рис. 7. Схема определения объема коллекторов тектони-чески экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б).

1- нефть; 2- вода; 3- плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4-линия нарушения; 5- скважина; контуры нефтеносности: 6- внешний; 7- внутренний; 8 - площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 — границы площади с за­пасами категории C₁: Vнз-нефтяной, V внз — водонефтяной, Vзн - зоны нарушения

---

4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии,—установ­ление промышленной ценности открытого месторождения. Естест­венно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключе­ние должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различ­ными коллекторскими свойствами.

Залежи любого типа, связанные с пластами, претерпевают пер­вую дифференциацию по площади. Запасы нефтяных (НЗ), газо­вых (ГЗ), во-донефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчи­тываются раздельно.

Для обоснования ВНК и ГВК и проведения границ залежей состав-ляется схема опробования скважин и обоснования контак­тов. На схеме

приводятся сведения о результатах опробова­ния, данные замеров гид-родинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС (рис. 8).



Рис.8 Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи. Интервалы: 1-нефтенасыщенный, 2 -непроницаемый, 3-перфорирован-ный, 4-водонасыщенный 5-с неясной характеристикой; Н-дебит нефти; В-обводнеиность нефти в % или дебит воды в м³/ сут.
В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформиро­вавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой.

В формирующихся залежах между зонами ста­билизированного, или предельного, нефте(газо) насыщения и водо-насыщенной располагается переходная зона (рис. 9). В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, разли­чающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной ста­билизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа.

---

При опробовании среднего интервала разреза—прито­ки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зо­не, тем больше воды в продукции скважины.

Опробование нижне­го интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки одной воды. ВНК или ГВК в переход­н ых зонах отбиваются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Рис. 9. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа.

1—зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2—переходная зона; породы: 3—водонасыщенные, 4-непроницаемые; высота: l_кр- водонефтяного контакта над зеркалом воды, l_ст - зоны стабилизации над зеркалом воды.
Контакт нефть—вода, как правило, редко бывает плоским. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким об­разом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважи­нах. Эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина в каждой скважине учитывается во всех продуктивных интервалах не­зависимо от принятого среднего уровня положения ВНК. Поверх­ность контакта газ—вода зна­чительно ближе к плоскости, хо­тя возможны случаи отклонения от нее.

Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверх­ности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внут­ренний контур переносится на карту поверхности кровли коллек­торов продуктивного пласта.
Площадь залежей

- контролируется внешним контуром нефте(газо)-носности,

---

границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушения­ми. Основой для построения структурной карты по кровле пласта (горизонта) служит сейсмическая карта, скорректирован­ная с отметками кровли продуктив-ных отложений, установленны­ми в пробуренных скважинах. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на сере­дине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывши­ми коллектор.

Одна из основных особенностей подсчета запасов, начиная с данной стадии, - выделение и расчет почти всех параметров продуктивных пластов (кроме площадей) проводится на основе кондиционных пределов, определенных с учетом опробования.
Эффективные и эффективные нефте(газо)насыщенные толщи­ны пластов (горизонтов)

- выделяются с учетом кондиционных пре­делов. На основе выделенных толщин строятся карты изопахит.

Для пластовых залежей сначала составляют карты эффектив­ной толщины пласта. На них наносят внешний и внутренний кон­туры нефте(газо)носности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефте(газо) насыщенной толщины полностью соответ­ствует карте эффективной толщины. В водонефтяной (газоводя­ной) зоне, между внутренним и внешним контурами, изопахиты проводят путем интерполяции между значениями изопахит в точ­ках их пересечения с внутренним контуром до нуля на внешнем контуре. При этом учитываются данные скважин в во­донефтяной (газоводяной) зоне.

Для массивных залежей карты изолиний нефте(газо) насыщен­ных толщин составляются путем интерполяции между значениями в скважинах и нулевым на внешнем контуре.

На литологически ограниченных залежах, связанных с литолого-фациальным замещением коллекторов, а также в случаях заме­щения внутри пластовых залежей при построении карт изолиний эффективных и нефте(газо) насыщенных толщин пластов с неизме­няющейся общей толщиной в направлении замещения изопахиты проводятся до границ замещения. Если общая тол­щина пласта в зонах замещения меньше минимальных значений ее в ближайших или окружающих их продуктивных скважинах, то при составлении карты изопахит на границе замещения эффек­тивная толщина принимается равной 0, а от нее изопахиты к бли­жайшим продуктивным скважинам проводятся линейно

---