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

.

В пределах размытой части стратиграфически ограниченной пластовой залежи изопахиты проводятся по тому же принципу, что и в водонефтяных (газоводяных) зонах.

Объемы коллекторов

Объемы в пределах нефтяной, водонефтяиой, газовой и газо­водяной зон пластовых залежей и площадей с запасами категорий С₁ и С₂ всех залежей определяются отдельно.
Коэффициенты открытой пористости

и нефте(газо)- насыщенно­сти

• 
  залежей могут быть рассчитаны по керну или по геофизическим данным. При расчете по керну принимается среднее арифметичес­кое значение наблюденных значений из проницаемых интервалов пласта. Если в основу берутся геофизические данные, то предва­рительно взвешиванием по толщине проницаемых интервалов оп­ределяются средние значения по скважинам и с их учетом вычис­ляются средние арифметические значения по залежам.
  

Пересчетный коэффициент и плотность нефти

• 
  в поверхностных условиях для нефтяных залежей рассчитываются как средние арифметические из имеющихся определений.
  

Среднее начальное пластовое давление и пластовая темпера­тура

• 
  газовых залежей вычисляются с учетом глубины центров тя­жести залежей.
  

Коэффициент сжимаемости

- реального газа определяется на ос­нове состава пластового газа из исследуемой залежи.

---

4.3.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА

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

При равномерной изученно­сти всех пластов в разрезе площади с запасами категорий C₁ и С₂ выделяют по ним в едином контуре. Если залежь связана с од­ним пластом, то он рассматривается как единый объект.

Определение параметров объемного метода при подсчете запа­сов нефтяных и газовых залежей осуществляется следующим об­разом.
Продуктивные площади

пластовых и массивных залежей нефти и свободного газа контролируются картами поверхности коллек­торов, составляемыми по данным разведочных скважин с учетом сейсмической карты, а также границами контуров нефте(газо)носности, проведенными на основе положения ВНК и ГВК, уточненного на схемах опробования и обоснования контактов по данным вновь пробуренных скважин.
Эффективная, нефте(газо) насыщенная толщина

продуктивного пласта по каждой скважине слагается из интервалов, у которых значение а_сп выше кондиционного. Остальные непрони­цаемые интервалы отбраковываются и в расчете не участвуют. По данным скважин составляются карты изопахит эффективных и нефте(газо) насыщенных толщин. При их построении для зале­жей всех типов используются те же методические приемы, что и на стадии оценки, но с учетом большего числа скважин.
Коэффициент открытой пористости

коллекторов может быть рассчитан по керну и геофизическим данным.

При расчете по керну возможны два варианта учета представи­тельных определений Kп.о. Если по залежи имеется достаточное число определений проницаемости, то составляется график стати­стической связи между

---

асп и Ig Кпp.. На основе этого графика устанавливается кондиционное значение Ig Кпp, со­ответствующее кондиционному значению асп. Затем по каждому пласту нефтяной залежи и по газовой залежи в целом отбраковываются все значения Кп.о образцов, проницаемость кото­рых меньше кондиционной. Представительные образцы анализи­руются на предмет соответствия выборочных совокупностей ука­занных объектов закону нормального распределения.

Если данные о проницаемости отсутствуют или их слишком мало для исследования указанной статистической связи, то учиты­ваются все определения Кп.о из проницаемых интервалов пласта. Последующий анализ ведется по изложенной выше схеме.

При однородных пластах-коллекторах с примерно одинаковы­ми значениями Кп.о. по скважинам, о чем свидетельствует соответствие статистического распределе­ния значений этого параметра зако­ну нормального распределения, среднее значение Кп.о по пластам нефтяной залежи и по газовой за­лежи в целом рассчитывается как среднее арифметическое или сред­невзвешенное значение из имею­щихся определений.

Если в пределах исследуемого объекта статистическое распределе­ние значений Кп.о не соответствует закону нормального распределения и наряду с этим выявлено законо­мерное изменение этого параметра по площади, то составляется карта в изолиниях Кп.о и среднее значение по пласту или залежи определяется взвешиванием по площади. В слу­чае, когда установлены прямая или обратная корреляционные связи между толщиной, открытой по­ристостью и нефте(газо)-насыщенностью, значения с карты в изо­линиях Кп.о умножаются на значения с карт в изолиниях hн.эф (hг.эф) и Кн (Кг). Расчет объемов коллекторов, насыщенных нефтью или свободным газом, ведется на основе карты удельных нефте(газо)-насыщенных объемов, полученной в результате такого пере­множения.

В тех случаях, когда Кп.о определяется по геофизическим дан­ным, следует учитывать его значения лишь по интервалам, в ко­торых значения асп выше кондиционных. Средние значения Кп.о по скважинам рассчитываются взвешиванием по тол­щине проницаемых прослоев. При однородном коллекторе среднее значение практически не изменяющегося Кп.о по нефтяному плас­ту или газовой залежи рассчитывается как среднее арифметичес­кое по скважинам. При закономерном изменении

---

Кп.о по площади и наличии взаимосвязи между Кп.о, Кн (Кг) и hн.эф расчеты ведутся по той же схеме, что и при определении Кп.о по керну.
Коэффициент нефте(газо) насыщенности

Аналогичная методика используется и для обоснования сред­них значений коэффициента нефте(газо) насыщенности. При взаим­ной коррелируемости Кп.о и Кн по каждому пластовому пересече­нию целесообразно при расчетах по геофизическим данным в каж­дом интервале определять значение коэффициента эффективной пористости Кп.эф. Соответственно расчет нефте(газо) насыщенных объемов коллекторов в таких случаях ведется на основе этого па­раметра. Среднее значение Кп.эф по скважине определяется взве­шиванием по толщине проницаемых пропластков, а среднее по за­лежи — путем взвешивания по площади при закономерном изме­нении этого параметра в ее пределах и взвешиванием по объему коллекторов—при наличии прямой или обратной корреляционной его связи с нефте(газо) насыщенной толщиной, т. е. на основе кар­ты (hн.эф Кп.эф).
Пересчетный коэффициент и плотность нефти

в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменениях этих пара­метров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их измене­ние по площади залежи, то составляются карты каждого парамет­ра. Подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.
Начальное пластовое давление и пластовая температура

в га­зовых залежах рассчитываются по данным скважин с приведени­ем к уровню центра тяжести залежи.
Коэффициент сжимаемости

реальных газов Z определяется как среднее арифметическое из замеров по скважинам.

---

4.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ

Подсчет запасов нефти на залежах, вступивших в разработку и разрабатывающихся, основывается на значительно большей их изученности вследствие более плотной разбуренности добываю­щими скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответсвии с

требованиями Инструкции по применению Классисификации.



Рис10. Пример определения границ выклинивания пласта А по градиенту из­менения hэф.

а - профильный разрез 1—1; б - карта в изолиниях hэф. 1 - угол постоянного уменьше­ния толщины; 2 - непроницаемые породы;

3- изолинии толщин, м; 4- зона выклинива­ния; 5 - скважины;

цифры у скважин: в числителе - номер скважины, в знаменателе - эффективная толщина, м.

Высокая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах позволяет не только детализировать границы распрост­ранения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять кар­ты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин нерас­члененных пластов и пропластков расчлененных пластов. Тем са­мым достигается более глубокая дифференциация запасов по пло­щади и разрезу залежи.

По газовым залежам на этой стадии изученности осуществля­ется дифференциация на пласты и зоны разной продуктивности залежей, работающих на упруговодонапорном режиме.

При достаточном количестве скважин граница выклинивания стратиграфически ограниченных залежей определяется однознач­но по градиенту изменения эффективной толщины продуктивного пласта в профиле не менее чем из трех скважин в зоне выклини­вания (рис. 10). Если этот градиент установить не удается, то ли­ния нулевой толщины проводится на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими пласт.

При литолого-фациальном замещении коллекторов продуктив­ного пласта непроницаемыми разностями границу коллектор - неколлектор можно установить в профиле менее чем из трех сква­жин или путем прослеживания изменения по площади параметра, на основе которого устанавливались кондиционные пределы коллекторских свойств продуктивных пластов. С этой целью по нерас­члененному пласту или пропластку расчлененного пласта состав­ляется карта исследуемого параметра—

---