Подсчет запасов по завершении стадии поиска месторождений (залежей)

Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчиты­ваются при минимальной информации, имеющейся к этому момен­ту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)- насыщенные толщины, изучены коллекторские свойст­ва и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поиско­вого бурения. Граница площади с запасами категории C₁ прово­дится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам буду­щей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи за­пасы относятся к категорииС₂.

В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо) насыщен­ных объемов и подсчет запасов производятся по разному.

Пластовые залежи.

Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной кар­той по отражающему маркирующему горизонту (ОМГ) и предпо­лагаемым положением ВНК. Для залежей, связанных с пластами, отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей, т. е. аналогично тому, как определяется нефтеносная пло­щадь при подсчете перспективных ресурсов. Однако в данном слу­чае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики.

В газовых залежах отметка ГВК и газоносная площадь могут быть определены более надежно.

Эффективная нефте(газо) насыщенная толщина залежей при­нимается по данным единственной пробуренной скважины. Выделе­ние толщин пропластков производится по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС с учетом кондиционных значений, определенных по геофизическим данным или принятых по анало­гии с соседними залежами.

Нефтенасыщенный объем залежи V н. определяется без состав­ления карты изопахит. Объем коллекторов в преде­лах площади с запасами категории C₁ вычисляется путем умноже­ния площади F на нефте(газо) насыщенную толщину в скважи­не h н.эф. т. е.

V н = F h н.эф.

Объем коллекторов на площади с запасами категории С₂ со­стоит из двух частей: оставшегося объема в пределах внутренне­го контура нефтеносности (нефтяной зоны) и объема водонефтяной зоны.

Пер­вое слагаемое получают как произведение

V нз = F нз h н.эф

где F нз - площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности.

Объ­ем коллекторов в водонефтяной зоне (ВНЗ) равен

V внз = F внз h н.эф / 2.

где F внз — площадь, ограниченная внешним внутренним контуром нефтеноснос­ти.

Суммарный объем коллекторов с запасами категории С₂ равен:

V с₂ = V нз + V внз

Чтобы определить среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах площади с запасами этой категории, необходимо полученный объем разделить на F нз + F внз.

Коэффициенты открытой пористости k п.о и нефте(газо) насы­щенности k н (k г } принимаются по данным пробуренной скважины и рассчитываются по керну или ГИС. При расчете по керну бе­рется среднее арифметическое из всех наблюденных значений в проницаемых интервалах пласта, а по ГИС - средневзвешенное по толщине нефте(газо) насыщенных пропластков.

Пересчетный коэффициент q и плотность нефти r н в поверхно­стных условиях при подсчете запасов нефти принимаются или по данным анализа пластовых проб из этой скважины, или по анало­гии с соседними залежами.

Начальное пластовое давление р о и пластовая температура t пл при подсчете запасов газовой залежи принимаются по данным за­меров в скважине.

Коэффициент сжимаемости Z рассчитывается по составу плас­тового газа, определенному по пробе, отобранной на устье скважи­ны, или принятому по аналогии с соседней залежью.

Таким образом, при подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)- насыщенных толщин.

Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено вык-линиванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими при­чинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть ус­тановлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой про­дуктивной скважины были пробурены одна или несколько непро­дуктивных скважин.

Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует пол-ностью. При этом граница выклинивания проводится через се­редину расстояний между продуктивной и непродуктивными сква­жинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе при­нимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной сква­жине ведется линейно (рис.4 а).

В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.

Рис.4 Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей.

Пласты: а- выклинивающийся по восстанию; б - с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в -с выдержанной общей толщиной и литолого-фапиональным замещением.

Границы: 1- выклинивания пласта, 2- литолого-фациального замеще-ния пласта; 3- плохо проницаемые породы; 4- нефть; 5-вода; скважины:

6- продуктивные, 7-без притока, 8 -давшие воду; контуры нефтеносности: 9- внешний, 10- внутренний; 11- изолинии hн.эф; 12- границы площади с запасами категории C₁; цифры у скважин: верхняя - номер скважины, средняя - общая толщина пласта, нижняя - эффективная нефтенасыщен-ная толщина; объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах:

V нз- нефтяной, V внз — водонефтяной.

В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем. Она связана с тем, что подобное замещение может проявляться в различных формах. С одной стороны, лито-фациальное замещение может происходить в пластах с неиз­меняющейся по площади общей толщиной (рис.5а). С другой стороны, литолого-фациальным замещением может сопровождать­ся выклинивание пласта, причем замещение непроницаемыми по­родами наступает значительно раньше, чем происходит выклини­вание пласта или пропластка. При этом процесс замещения будет постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подоб­но выклиниванию (рис.5 б). При резком литологическом заме­щении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемы­ми (рис.5 в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы заме-щают­ся низкопродуктивными, а те, в свою очередь, непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках как с неизменяющейся (рис.5 г), так и с изменяющейся (рис.5, д) толщиной.

В каждом нефтегазоносном районе накоплен достаточный фактический ма­териал, позволяю-щий выявить основные закономерности в характере литолого-фациального замещения пластов, содер­жащих залежи нефти и газа, на основе которых осуществляется выбор той или иной модели. На стадии поисков при гео­метризации залежей можно использо­вать только модели а и б, (рис. 5). В обоих случаях граница замещения про­водится на середине расстояния между продуктивной и непродук-тивными сква­жинами.

В тех случаях, когда общая толщина пласта в продуктивной скважине сущест­венно (не менее чем вдвое) превышает толщину в

непродуктивных скважинах, расчет объемов

коллекторов ведется на основе карты изопахит Рис. 5. Возможные схе­- эффективных нефте-(газо)-насыщенных толщин мы литолого-фациаль -с пласта (рис. 5 б), которая почти аналогична ного замещения кол - карте для случая выклинивания. На границе рас- лекторов плохо прони-

пространения коллекторов эффективная толщи- цаемыми по­родами.

на пласта также принимается равной 0 м. Интерполяция изопахит между продук­тивной скважиной и нулевой изопахитой ведется линейно.Расчет объемов коллекторов для каждой категории запасов при неизменяю-щейся толщине пласта ведется без составления кар­ты изопахит

(см. рис. 4 в).

Определение границ стратиграфически ограниченных залежей осуществляют по данным сейсмических исследований с учетом за­кономерностей распространения залежей подобных типов в иссле­дуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, послед­няя из которых

Скв.1

Рис. 6. Схема определения объема коллекторов стратиграфических ограничен­ных залежей по данным одной скважины.

о — профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б — за­лежь в плане; в — профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт я перекрыт более молодыми осадками. / — нефть; 2 — вода; 3 — зона отсутствия коллектора; 4 — кора вы­ветривания; 5—плохо проницаемые породы; 6— скважины; контуры нефтеносности- 7— внешний, 5 — внутренний; 5 — границы площади с запасами категории C₁; объемы нефте-насыщенных коллекторов в зонах: V В3~ постепенного выклинивания коллекторов, Vv9— нефтяной, V ВНЗ ~ водонефтяной; 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:

V с₁ = F с₁ h н.эф.,

а в грани­цах площади с запасами категории С₂ находится из выражения:

V с₂= (F ₁ + F ₂ - F ₃ – F ₄ - 2 F c₁) h н.эф. / 2

где: F ₁, F ₂ — площади, огра­ниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефте­носности;

F ₃ — площадь зоны постепенного выклинивания коллек­тора;

F ₄ - площадь зоны отсутствия коллектора;

F с₁ - 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:

Q н.н =Sс₁,с₂ Fh н.эф k п.о. k н. q Q н.г =Sс₁,с₂ Fh г.эф k п.о. k г K р K т

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: V нз-нефтяной, V внз — водонефтяной, V зн - зоны нарушения