Файл: Сборник методических указаний для студентов по выполнению практических работ по учебной дисциплинеГеология программы подготовки специалистов среднего звена.pdf

70
Контрольные вопросы к практической работе №5
1.
Что такое структурная карта?
2.
Способы построения структурных карт?
3.
Что обозначает понятие «способ треугольников»?
4.
В чем заключается сущность построение структурных карт методом профилей?
5.
Что такое изогипса?
6.
Что такое кровля пласта?
7.
В чем принципиальное отличие построение структурной карты «способом треугольников», от метода профилей?
8.
Какая карта является более информативна, структурная карта или геологический профиль?

71
Практическая работа №6
Тема: «Подсчет запасов нефти и газа объемным методом»
Цель: развитие практических уменийв областиопределения извлекаемых запасов нефти и газа объемным методом.
Порядок выполнения работы:
1.
Изучить методы подсчета нефти
2.
Решить задания выбрав варианты согласно Таблиц 6.1-6.2
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
Теоретическая часть.
Основные способы подсчета запасов нефти и газа.
Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи. В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.
Объемный метод подсчета запасов основан на данных о геолого–физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания флюидов в них.
Для подсчета запасов нефти применяется следующая формула:
η
θ
н
ρ
н
κ
п
κ
Η
F
изв.н.
Q







В этой формуле произведение F·H представляет собой объем залежи, F·H·к п
– поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь), F·H·к п
·к н
– нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта), F·H·к п
·к н
·η – объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность при существующих способах разработки залежи; F·H·к п
·к н
·η·θ – объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия, и, наконец произведение
F·H·к п
·к н
·η·θ·ρ
н
– представляет собой запасы нефти и млн.т., которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т.е. промышленные или извлекаемые запасы нефти).
Метод материального баланса основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа).
При подсчете запасов нефти этим методом следует строить карту изобар, по которой можно рассчитать средневзвешенное по площади залежи (или по ее объему) пластовое давление. Это пластовое давление и является исходным для определения всех зависящих от него параметров.
Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущими и накопленными отборами нефти, долей воды

72
(нефти) в продукции залежи и накопленными отборами нефти. Применение статистического метода и метода материального баланса возможно после достаточно длительной разработки.
Статистический метод предоставляет более достоверные результаты при подсчете запасов нефти.
При подсчете запасов газа применяют объемный метод и метод подсчета по падению давления.
Объемный метод подсчета запасов газа широко применяется вследствие своей простоты, а также потому, что необходимые для него параметры можно получить в процессе разработки при пробной эксплуатации залежи газа.
Объемный метод базируется на данных о геологических границах распространения залежи, характере порового пространства и соответствующем пластовом давлении.
Для подсчета запасов газа объемным методом применяется формула:


к
о
f











к о
н п
изв.г
P
P
k k
H
F
Q
Метод подсчета запасов газа по падению пластового давления основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения пластового давления в процессе разработки газовой залежи.
Категории запасов.
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные – категории А, В, С
1
и предварительно оценочные – категория С
2
Категория А – запасы залежи, изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение ее типа, формы и размеров, эффективной нефте– и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки.
Запасы категории А подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождений нефти и газа.
Категория В – запасы залежи, нефтенасыщенность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Запасы категории В подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно–промышленной разработки месторождения газа.
Категория С
1
– запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытанием пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Запасы категории С
1
подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения.
Категория С
2
– запасы залежи, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований. Запасы этой категории используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого–
промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.
По группе запасы нефти и газа подразделяются на: балансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время целесообразно; забалансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно.

73
Классификация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и газа представлена в таблице 6.1.
Таблица 6.1
Класс
месторождений по величине запасов
Индекс класса
Запасы
нефти, извлекаемые,
млн.т
газа, балансовые,
млрд.м
3
Уникальные (У)
Крупные (К)
Средние (С)
Мелкие (М)
К
1
К
2
К
3
С
1
С
2
М
1
М
2
М
3
более 300 200–300 100–200 30–100 30–20 10–20 10–5 5–1 менее 1 более 500 200–500 100–200 30–100 30–20 10–20 10–5 5–1 менее 1
Практическая часть.
Задание №1. Вычислить извлекаемые запасы нефтяной залежи круговой формы. Исходные данные приведены в таблице №1.
Таблица 1
Вариант
R
з
,
км
Н,
м
к
п
к
н
Т
пл
,
о
С
Р
пл
,
МПа
Г
о
,
м
3
/м
3
ρ
н
,
кг/м
3
ρ
г
,
кг/м
3
№
Режима
1 4,75 7
0,27 0,7 72 23,3 149 808 1,165 1
2 5,66 10 0,27 0,7 75 25,2 410 680 1,165 2
3 7,32 5
0,27 0,7 72 18,9 257 700 1,165 3
4 6,89 13 0,27 0,7 70 19,7 505 620 1,165 4
5 8,21 6
0,27 0,7 81 21,6 324 690 1,165 1
6 4,12 9
0,27 0,7 69 24,1 250 750 1,165 2
7 9,45 11 0,27 0,7 77 19,5 370 640 1,165 3
8 6,34 8
0,27 0,7 84 22,6 552 715 1,165 4
9 5,39 15 0,27 0,7 78 23,7 198 820 1,165 1
10 7,67 12 0,27 0,7 73 20,4 340 760 1,165 2

Решение.
1) При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу (1.1.):
η
θ
н
ρ
н
κ
п
κ
Η
F
изв.н.
Q







(млн.т) (1.1.) где Q
изв
– извлекаемый запас нефти в млн.т.;
F – площадь нефтеносности в м
2
;
Н – нефтеносная мощность пласта в м;
k
п
– коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;
k
н
– коэффициент насыщения пласта нефтью (коэффициент нефтенасыщения);
ρ
н
– плотность нефти в поверхностных условиях в т/м
3
;
θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти;
θ=1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти);
η – коэффициент нефтеотдачи.

74 2) Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи по формуле (1.2.)
2
з
R
F



, (м
2
) (1.2.) где R
з
– радиус залежи в км.
3) Рассчитываем объемный коэффициент пластовой нефти в зависимости от газонасыщенности по формуле (1.3. или 1.4.) о
3
-
Г
10 3,05 1
b




при Г
о
≤ 400 м
3
/м
3
(1.3.)


58
о
Г
3
-
10 3,63 1
b





при Г
о
> 400 м
3
/м
3
(1.4.) где Г
о
– газонасыщенность пластовой нефти в м
3
/м
3
(объем приведен к стандартным условиям).
4) Коэффициент нефтеотдачи выбираем в зависимости от режима работы залежи
(номер режима для каждого варианта указан в таблице 1):
1. Водонапорный режим – 0,6–0,8 2. Режим газовой шапки – 0,5–0,7 3. Режим растворенного газа – 0,2 –0,4 4. Гравитационный режим – 0,1 – 0,2.
5) Производим подсчет запасов нефти объемным методом по формуле 1.1. определив все необходимые данные для расчета.
6) Произведя расчет по подсчету запасов нефти объемным методом, по таблице 1 определить к какому месторождению относится залежь.
7) Написать вывод.
Задание №2. Определить извлекаемые запасы газа и определить категорию залежи.
Исходные данные приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2
Вариант
F,
м
2
Н,
м
к
п
Т,
о
С
Р
о
,
МПа
Р
к
,
МПа
к
в
1–3 7,15·10 8
9,72 0,28 76 31,6 0,1 0,33 4–6 7,68·10 8
8,76 0,28 72 20,7 0,1 0,42 7–9 8,69·10 8
9,65 0,28 79 21,4 0,1 0,39 10–12 9,36·10 8
9,43 0,28 80 23,8 0,1 0,45 13–15 9,67·10 8
9,21 0,28 83 25,9 0,1 0,29 16–18 8,23·10 8
8,66 0,28 74 27,3 0,1 0,37 19–21 8,34·10 8
8,94 0,28 86 24,7 0,1 0,39 22–24 8,12·10 8
8,65 0,28 77 27,2 0,1 0,48 25–27 7,59·10 8
8,34 0,28 84 29,3 0,1 0,36 28–30 9,15·10 8
9,47 0,28 81 30,5 0,1 0,31

75
Решение.
1) Определяем извлекаемый запас газа объемным методом по формуле:


о
о
f











к о
н п
изв.г
P
P
k k
H
F
Q
(2.1.) где Q
изв.г.
– извлекаемый запас газа в млрд.м
3
;
F – площадь газоносности в м
2
;
Н – средняя газонасыщенная толщина в м;
k
п
– коэффициент открытой пористости газосодержащих пород;
k
н
– средний коэффициент газонасыщенности;
f – поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре;
Р
о
– начальное пластовое давление в газовой залежи в МПа;
Р
к
– среднее абсолютное остаточное давление в газовой залежи при установлении на устье скважины давления, равного атмосферному (0,1 МПа);
α
о
, – поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля–Мариотта, соответственно для давления Р
о
и Р
к.
2) Определяем поправку на температуру по формуле: пл ст t
T
t
T



f
(2.2.) где Т – абсолютная температура, равная 273 о
С;
t
пл
– пластовая температура в о
С;
t
ст
– стандартная температура, равная 20 о
С.
3) Определяем коэффициент газонасыщенности по формуле: в
н к
-
1
к

(2.3.) где к
в
– коэффициент содержания связанной воды.
4) Определяем поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля–
Мариотта для давлений Р
о и Р
к по формулам:
Ζ
1

о

(2.4.) где Z – коэффициент сверхсжимаемости газа.
Для определения коэффициента можно рассчитать по формулам или приблизительно определить по графику изображенному на рисунке 1.

76
Рисунок 1 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенных давления и температуры
5) Определяем коэффициент сверхсжимаемости газа по формуле:




пр
пр
пр
пр














8 13 36
,
9 76
,
0 10
-
1 3
2
-
(2.6.) где Р
пр
– приведенное давление в МПа;
Т
пр
– приведенная температура в К.
6) Для определения приведенного давления и температуры необходимо сначала определить псевдокритические давление и температуру по формулам: кр.i
1
i п.кр y






n
i
(2.7.) кр.i
1
i п.кр y






n
i
(2.8.) где i
y
– объемное содержание i–го компонента газа в смеси, доли единицы.
Для подсчета по этой формуле необходимо воспользоваться таблицей 6.2.
Таблица 6.3
Параметры
СН
4
С
2
Н
6
С
3
Н
8
С
4
Н
10
С
5
Н
12
С
6
Н
14
СО
2
Н
2
S
N
2
Р
кр
, МПа
4,7 4,9 4,3 3,8 3,4 3,1 7,4 9
3,4
Т
кр
, К
190,7 306,2 369,8 425,2 470,4 508,0 304,2 373,6 126,2 i
y
97,88 0,82 0,19
–
–
–
0,21 0,9
–