Статическая и динамическая модели залежи.
Залежь как статическая система.
Она представляет собой результат ранее протекавших геологических процессов, определивших особенности ее строения (тип залежи, форма, размеры, состав коллектора, его толщина и ФЕС). Геологическую статическую модель можно представить в виде структурных карт, карт толщин, схемы корреляции, геологического профиля. Статическая модель залежи – неподвижный геологический объект, ее изучение позволяет определить запасы и запроектировать систему разработки.
Залежь как динамическая система.
Это объект, испытывающий воздействие в результате деятельности человека, в том числе исследование процессов, происходящих при разработке (химические процессы, физические процессы и гидродинамические процессы). Модель можно представить в виде карты изобар, карты текущей эксплуатации, карты накопленных отборов, графиков разработки, карты остаточных нефтегазонасыщенных толщин. Динамическая модель с течением времени постоянно изменяется (уменьшается объем залежи. Распределение запасов, изменяются параметры разработки, режим работы скважин и пластов).
|
|
Сущность заключается в определении массы нефти или объема свободного газа в пустотном пространстве пород коллекторов в пределах объекта исследования. Флюиды содержатся в порах, кавернах и трещинах, занимая как правило верхнюю часть ловушки, и характеризуются физико-химическими свойствами, отличными от поверхностных условий, поэтому для ПЗ необходимо:
– установить границы залежи – площадь и ее объем;
– определить объем пор, занятых УВ в пластовых условиях;
– ввести поправки, связанные с изменением свойств флюидов при извлечении их на поверхность.
Общая формула для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом.
Q0 = Fз · hэф.н. · kоп · kн · Θ · ρн
Q0 – балансовые запасы нефти;
Fз – площадь залежи;
hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина;
kоп – коэффициент открытой пористости;
kн – коэффициент нефтенасыщенности;
Θ – пересчетный коэффициент;
ρн – плотность нефти.
Формулу можно записать через коэффициент эффективной пористости kэф.п. = kоп · kн
Q0 = Fз · hэф.н. · kэф.п. · Θ · ρн
Формула для подсчета извлекаемых запасов нефти.
Qи = Q0 · η η – КИН
Qи = Fз · hэф.н. · kоп · kн · Θ · ρн · η
η = Qи / Q0
Общая формула для подсчета балансовых запасов свободного газа.
Q0г = Fз · hэф.г. · kоп · kг · kt · kp
kt – термический коэффициент;
kp – барический коэффициент.
Они отвечают за приведение объема газа к стандартным условиям.
p0 – начальное пластовое давление в залежи;
pст – давление газа при нормальных условиях (0,1 МПа);
|
|
pост – давление в залежи на текущий момент времени;
, z – коэффициент сжимаемости реального газа.
Все перечисленные в формулах параметры определяются на основании геологических исследований (керн), ГИС, ГДИ, исследование пластовых и глубинных проб нефти, газа и воды в скважинах различного назначения.
Площадь нефтеносности. Площадь залежи ограничивается внешним контуром нефтеносности, поэтому для определения данного параметра необходимо определить границы залежи, т.е. положение контура нефтеносности. В зависимости от степени ГРР, а следовательно от степени изученности объекта, положение контура нефтеносности определяется по-разному:
1) На поисково-оценочном этапе площадь залежи определяется на основании структурных карт по ОГ с учетом коэффициента заполнения ловушки средневзвешенного по зоне.
2) На разведочном этапе площадь залежи определяется на основании структурных карт, построенных по результатам бурения поисково-оценочных и разведочных скважин, с учетом данных испытания и опробования этих скважин и построенной схемы обоснования ВНК. Так же на разведочном этапе можно уточнить местоположение зон выклинивания и замещения коллектора.
3) В период разработки залежи ее площадь не столько определяется, сколько уточняется, поскольку бурение эксплуатационных скважин позволяет выявлять изменения в конфигурации изогипс, изменения в конфигурации внешнего контура нефтеносности, уточнения зон замещения и выклинивания, либо выявление новых зон замещения и выклинивания.
Эффективная нефтенасыщенная толщина – определяется в скважинах по данным ГИС, либо по данным керна (справедливо только для поисково-оценочных скважин). В эксплуатационных скважинах определить толщину можно по данным потокометрии.
Коэффициент открытой пористости – определяется по лабораторным исследованиям керна (Метод Преображенского: определение массы образца, помещенного в жидкость, не реагирующую с минеральным скелетом породы. Геометрический метод), отобранного из интервала эффективной нефтенасыщенной толщины, по данным ГИС (КС, ГК, ПС, НГК, АК). Для расчета средних значений и подстановки в формулу нельзя использовать смесь этих данных.
Коэффициент нефтенасыщенности – определяется по керну и по ГИС.
Пересчетный коэффициент. Θ=1/b, b – объемный коэффициент – показывает усадку пластовой нефти при ее дегазации в стандартных условиях, определяется по результатам глубинных проб, отбираемых в скважинах, вскрывающих пласт на разных гипсометрических отметках.
Плотность нефти – определяется по анализу проб, отобранных на устьях скважин в стандартных условиях.