Файл: Министерство науки и высшего образования российской федерации филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения.docx

8

Продуктивный пласт представлен песчаником. Толщина пласта 40 м.

9

Продуктивный пласт представлен песчано-глинистыми отложениями. Толщина пласта 30 м.

10

Продуктивный пласт представлен пористыми известняками. Толщина пласта 100 м. продуктивный пласт в районе скважин №№ 3, 6 разделяется пропластком плотный доломитов толщиной 10 м на два пропластка с толщиной 10 и 90 м.

Лабораторная работа № 4

---

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

Цель работы: научиться на практике пользоваться объемным методом подсчета запасов нефти.

Задание: оценить величину запасов нефти представленной залежи. При оценке использовать различные методы осреднения геолого-физических параметров пласта.

Ход выполнения:

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Для подсчета запасов нефти объемным методом применяют следующую формулу:

????_изb = ???? · ℎ_???????? · ????₀ · ????_???????? · ????_???? · ???? · _????0, (1) где ????_изb – извлекаемые (промышленные) запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h_HH – среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта, м;

m₀ – среднее значение коэффициента открытой пористости нефтесодержащих пород, д.ед.;

К_НН – среднее значение коэффициента нефтенасыщения (коэффициент насыщения пласта нефтью), д.ед.;

_Н – плотность нефти на поверхности, т/м³;

 - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д.ед.: ( = 1/b, b

– объемный коэффициент пластовой нефти, ед.);

_НО – коэффициент нефтеотдачи, д.ед.

---

Масштаб 1 : 50000

Рисунок 1 – Карта-схема залежи нефти (подсчетного объекта)
Определение площади залежи. Для определения площади залежи (подсчетного объекта) разбиваем площадь залежи на равные геометрические фигуры. Лучше всего для этой цели подходят квадраты размером 1  1 см или 0,5 0,5 см.

Площадь одного квадрата с учетом масштаба можно определить. Например, при горизонтальном масштабе 1 : 50000 длина стороны квадрата в реальном размере 500 м, отсюда площадь квадрата со стороной 2 см равна 25000 м².

Подсчитывает количество целых и нецелых квадратов отдельно для чисто нефтяной и водонефтяной зон залежи. Площадь нецелых квадратов принимается как ½ площади целых квадратов.

Отсюда, площадь чисто нефтяной зоны (ЧНЗ):


???? = (???? ^{3H K} × ???? , (2))
H3 H K

3H KB

K

где F_ЧЗН – площадь чисто нефтяной зоны залежи, м²;


K
???? ^3H – количество целых квадратов в чисто нефтяной зоне залежи, шт.;


H K
K ^H3 – количество нецелых квадратов в чисто нефтяной зоне залежи, шт.;

????_KB – площадь одного квадрата, м².

Аналогичным образом рассчитывается площадь водонефтяной зоны залежи. Площадь рассчитывается по формуле:


???? = (????^{BH3 K} × ???? , (3))
BH3

HK

BH3 KB

K

где ????_BH3 – площадь водонефтяной зоны залежи, м²;


K
????^BH3 – количество целых квадратов в водонефтяной зоне залежи, шт.;


H K
K^BH3 –количество нецелых квадратов в водонефтяной зоне залежи шт.

Определение среднего значения нефтенасыщенной толщины.

---

Среднее значение нефтенасыщенной толщины определяется как среднеарифметическое значение толщин по скважинам. Например, среднее значение нефтенасыщенной толщины по варианту № 0 составит 9,18 м. таким образом, среднее значение нефтенасыщенной толщины ЧНЗ равно 9,1 м. для определения нефтенасыщенной толщины в ВНЗ используют допущение, что она вполовину меньше таковой в ЧНЗ (рисунок 2).

Определение объема горных пород. Объем горных пород подсчетного объекта (в формуле это произведение F  h_НН определяется по формуле:

= ???? × ℎ_???????? = ???? _H3 × ℎ ^H3 ????_BH3 × ℎ^BH3, (4)


а – фрагмент карты (подсчетного плата); б – фрагмент геологического

---

профиля залежи (подсчетного объекта); 1 – нефтенасыщенная порода-

коллектор (песчаник); 2 – водоносная порода-коллектор; 3 – водонефтяной контакт (ВНК); 4 – внешний контур нефтеносности; 5 – внутренний контур нефтеносности;


HH
ℎ ^H3 – среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта на внутреннем контуре нефтеносности равна среднему значению


HH

HH
нефтенасыщенной толщины пласта а в ЧНЗ; ℎ^BKHH – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта на внешнем контуре нефтеностности равна нулю; ℎ^BH3 – среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта в ВНЗ равна


HH
половине ℎ ^H3

Рисунок 2 – Допущения при определении среднего значения нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта в ВНЗ
Например, для варианта 0 среднее (весовое) значение открытой пористости будет равным:

_????0 ₌ 7,6·18,6+9,2·20,5+11,3·22,6+10,6·22+6,8·16,3 ₌ 929,38 _{= 20,43 %}

7,6+9,2+11,3+10,6+6,8 45,5

Без использования весовых коэффициентов среднее значение пористости было бы равным 20 %.

---