Исходные физико-геологические данные для проектирования разработки

Геологическое изучение месторождения начинается с бурения первых разведочных скважин на нем. Определяются структура месторождения, число отдельных пропластков, связь пропластков между собой, характеристика пород, а по образцам породы, склады­вающей пласт, и пробам пластовой жидкости — пористость и прони­цаемость пород, их нефте- и водонасыщенность, содержание газа в нефти, давление насыщения, качество нефти (плотность, вязкость в пластовых условиях, объемный коэффициент), характеристика пла­стовой воды и т. п.

При пробной эксплуатации разведочных скважин определяются пластовое давление и производительность скважин, изучается режим пласта.

Разведочным бурением определяются размеры и конфигурация залежи нефти, контура нефтеносности, положение водо-нефтяных и газо-нефтяных контактов, мощность пласта в различных его зонах. По полученным данным подсчитываются запасы нефти и газа в за­лежи.

Общие геологические запасы нефти в данной залежи, определен­ные объемным методом, равны

Л, (51)

где (?общ — общие геологические запасы нефти, т; Р — площадь неф­теносности, м²; /г_эф — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; т_эф — эффективная пористость нефтесодержащих пород; &„ — коэффициент нефтенасыщения; р — относительная плотность нефти в поверхностных условиях; Т1 — пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные, рав­ный •- (где Ь — объемный коэффициент расширения нефти).

Площадь нефтеносности в пределах контуров нефтеносности вы­числяют планиметрированием.

Эффективная нефтенасыщенная мощность эксплуатационного объекта — это суммарная мощность всех проницаемых прослоев, насыщенных нефтью и встреченных в разрезе данного объекта. Сред­нее значение эффективной нефтенасыщенной мощности находится суммированием отдельных значений мощности по всем исследован­ным скважинам и делением полученной суммы на число скважин.

Эффективную пористость, нефтенасыщенность, плотность нефти, а также коэффициент г\ определяют лабораторными исследованиями кернов и образцов нефти.

При подсчете промышленных запасов нефти необходимо знать коэффициент нефтеотдачи, который показывает, какую часть общих запасов нефти можно извлечь из недр существующими методами экс­плуатации. Коэффициент нефтеотдачи зависит от геологических осо­бенностей данной залежи и технологических условий проектируемой

системы разработки. Точно определить этот коэффициент трудно. Приближенное его значение находят по исследованию кернов или же теоретическим расчетным путем. Для различных условий коэффи­циент нефтеотдачи может изменяться от 0,1 до 0,8.

Промышленные или извлекаемые запасы нефти в залежи опреде­ляются произведением величины геологических запасов на коэффи­циент нефтеотдачи

(?пр = (?общ^отд. (52)

где К_отл — коэффициент нефтеотдачи.

Промышленные запасы попутного газа, растворенного в нефти, равны

^ = <?п_РГ, (53)

где Г — газовый фактор, или количество газа в нормальных усло­виях приходящееся на 1 т извлекаемой нефти.

После накопления геологических и физических данных по залежи нефти и определения ее запасов приступают к проектированию схемы разработки.