Формула подсчета запасов нефти объемным методом. Подсчет запасов УВ в сложных геологических условиях

- площадь, тыс.м²

- эффективная нефтенасыщенная толщина, м

- открытая пористость, доли ед

- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.

- пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

- плотность нефти, т/м³

- коэффициент извлечения нефти, доли ед.

Сложные геологические условия:

- Сложнопостроенные коллектора

- Газонефтяные и нефтегазовые залежи

- Наклонный ВНК

- Нетрадиционные коллекторы, высоковязкие нефти

Сложнопостроенные коллекторы могут быть приурочены к кар­бонатным и терригенным породам. Для карбонатных коллекторов характерна вторичная пустотность. Эффективная емкость таких коллекторов может быть представлена или только системой тре­щин, или трещинами в сочетании с пустотами, образовавшимися в результате процессов выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации известняков. При подсчете запасов таких коллекторов необходимо учитывать коэффициенты трещиноватости и эффективной пустотности.

Двухфазное состояние залежей значительно усложняет не только процесс разведки и разработки, но и подсчет запасов неф­ти и свободного газа. В газонефтяных залежах необходимы до­полнительные исследования по обоснованию положения ГНК, кондиционных пределов отдельно для нефтяной и газовой частей за­лежи, поскольку газ обладает большей проникающей способно­стью, чем нефть. Значительно усложняется и процесс геометризации пластовых сводовых залежей с нефтяной оторочкой. Определение отметок ГНК в пластовых пересечениях произ­водится по данным опробования, ГИС и ГДК исследований на кабеле.

Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин по данным ГИС производится в со­ответствии с установленными кон­диционными пределами парамет­ров продуктивных пластов и граничными значениями параметров, отделяющими ВПК и НПК. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте (газо) насыщенные тол­щины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов.

 

Формула подсчета запасов нефти объемным методом. Понятие извлекаемых запасов нефти. Определение коэффициента извлечения нефти. Понятие коэффициента вытеснения и коэффициента охвата, методы их определения.

V н.ст = Fh н.эф k п.о. k н. q

- площадь, тыс.м²

- эффективная нефтенасыщенная толщина, м

- открытая пористость, доли ед

- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.

- пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

- плотность нефти, т/м³

- коэффициент извлечения нефти, доли ед.

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи равны произве­дению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельно­сти.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей,, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатывае­мых залежей начальные балансовые запасы умножаются на ут­вержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обосно­ванный технико-экономическими расчетами.

Методы:

1. Определение коэффициента извлечения нефти по вновь открытым залежам и на стадии оценки месторождений (залежей) по многомерным статистическим моделям

Этот метод основан на использовании результатов большого числа длительно разрабатываемых залежей, по которым величи­на конечного коэффициента извлечения установлена достаточно уверенно. Конечный коэффициент извлечения по каждой залежи получают с учетом добычи накопленной и ожидаемой за остав­шийся период разработки.

2. Определение коэффициента извлечения нефти при подсчете запасов залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей

2.1. Покоэффициентный метод

η – КИН

К_вт – коэффициент вытеснения;

К_з – коэффициент заводнения;

К_охв – коэффициент охвата.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных услови­ях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из об­разца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100 %. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объе­ме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продук­ции скважин менее 100 % (от 95 до 99 %).

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет со­бой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплу­атационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко все­му нефтенасьгщенному объему этого пласта.

2.2. Гидродинамические метооы

Методику расчета технико-экономических показателей и в том числе коэффициента извлечения нефти гидродинамическими мето­дами стро­ят на блочном, или модульном, принципе. Эти модули упрощают модели процесса извлечения нефти.

 

43. Оценка прогнозных ресурсов категорий D₁D₂. Объекты оценки в плане и разрезе. Нефтегеологическое районирование. Какие факторы определяют районирование. Что такое нефтегазоносный комплекс. Какие НГК выделяются в Западной Сибири при оценке ресурсов.

Категория D₁ – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;

Категория D₂ – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.

D₁D₂ Охватывают в пределах структур I порядка с неустановленной нефтегазоносностью:

1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению;

2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным;

3) территории с предполагаемыми ловушками

D₂ Охватывают территории с нефтегазоносными комплексами, погруженными значительно ниже глубин, достигнутых бурением, или нефтегазоперспективными комплексами, продуктивность которых еще не доказана

Нефтегеологическое районирование это разбиение территории на отдельные части по степени сходства геологического строения и развития, а также состава слагающих их осадочных формаций.

При районировании учитывают следующие факторы:

- тектоническое строение территории, современный структурный план;

- литолого-стратиграфическую характеристику разреза, палеофациальные условия;

- геохимические условия, фазовое состояние углеводородов, результаты определении нефтегазоматеринских пород.

Нефтегазогеологическое районирование контролируют геоструктурные элементы: Провинция – область – район – зоны нефтенакопления – ловушки и отдельные скопления УВ

Нефтегазоносный комплекс — это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрыш­кой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу. Нефтегазоносный горизонт представляет собой груп­пу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически свя­занных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

В Западной Сибири выделены следующие нефтегазоносные комплексы (снизу вверх)

1. Доюрский (Палеозойский)

2. Нижнеюрский

3. Среднеюрский

4. Верхнеюрский

5. Баженовский (+Абалакский)

6. Клиноформный неокомский

7. Неосложненный неокомский

8. Аптский+Альбский+Сеноманский

 

44. Оценка прогнозных ресурсов D₁D₂. Методология прогноза и её этапы. Метод оценки на осредненную структуру, метод оценки по удельной плотности.

Категория D₁ – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;

Категория D₂ – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.

Методология прогноза реализуется за счет выполнения следующих обязательных этапов:

- выделение эталонов;

- определение на эталонах геолого-геофизических параметров и основной изучаемой характеристики;

- разработка процедур позволяющих переносить прогнозируемую характеристику с одного участка на другой, используя известные геолого-геофизические параметры;

- доказательства существования разработанных процедур на основе статистического анализа;

- выделение объектов оценки, получение по ним необходимых параметров;

- использование выбранных процедур для количественной оценки прогнозируемого параметра.

Метод оценки на осредненную структуру

Этот метод предложен нами для оценки прогнозных ресурсов категории Д1 в предполагаемых ловушках структурного типа. Количество таких ловушек опреде­ленного размера может быть установлено на прогнозной терри­тории на основании закономерностей распределения размеров вы­явленных поднятий на изученной территории и их зависимости от плотности сети наблюдений.

S₁ – площадь оцениваемого участка,

S₂ – площадь района на одну структуру,

К_у – коэффициент успешности,

q – средние запасы на одну структуру.

Метод оценки по удельной плотности.

Сущность этого метода заключается в срав­нении эталонных и оценочных участков по совокупности критериев нефтегазоносности и переносе плотностей запасов по площади или по объему пород (коллекторов) с эталонного участка на сходный с ним оценочный.

qэ=Qэ/Sэ,

Qр=qэ*Sр*kан,

 

Q_э, Q_р – ресурсы эталонного и подсчетного участка;

S_э, S_р – площади эталонного и подсчетного участка;

q_э – плотность ресурсов на эталонном участке на единицу площади;

К_ан – коэффициент аналогии.

В зависимости от степени изученности оценочных участков ряд этих параметров может быть определен по данным бурения отдель­ных параметрических скважин и региональных геофизических ис­следований. Тем самым создаются объективные предпосылки для сравнения эталонных и оценочных участков.

 

45. Оценка прогнозных D₁D₂. Суть метода количественных многомерных аналогий. Эталонный участок, его размеры, изученность (выявленность ресурсов).

Категория D₁ – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;

Категория D₂ – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.

Количественная оценка прогнозных ресурсов основывается на качественной оценке, в процессе которой на прогнозной террито­рии по каждому продуктивному горизонту или нефтегазоперспективному комплексу намечены границы их распространения и опре­делены перспективы этих земель в отношении нефтегазоносности.  Практически все методы оценки прогнозных ресурсов на этой стадии основываются на сравнительной геологической аналогии. Любая ма­тематическая модель и ее параметры должны быть установлены на хорошо изученных эталонных участках. Проверены на таких же участках, не вовлеченных в анализ для последующего контроля, а затем перенесены на неизученные оценочные участки для оценки на них прогнозных ресурсов.

Независимо от того, каким методом предполагается оценивать прогнозные ресурсы, в сравнительной геологической ана­логии первостепенная роль отводится обоснованию выделения эта­лонных участков на хорошо изученной территории и оценочных уча­стков (объектов) на прогнозной территории. При этом прогнозные ресурсы территории будут представлять собой интегральную оцен­ку ресурсов но оценочным участкам, выделяемым в ее пределах.

Эталонным считается участок, изученный глубоким бурением в пределах нефтегазоносных области, района или зоны. Эталонные участки выделяются на каждом нефтегазоносном горизонте.

В плане они выделяются в пределах тектонических сооружений I порядка (своды, впадины) (категория Д2) и II порядка (валы и т. п.) (категория Д1). При не­соответствии структурных планов границы эталонных участков мо­гут существенно отличаться в разных горизонтах разреза.

Эталонные участки должны быть замкнутые структурном и миг­рационном отношении и находиться в пределах зон с различной плотностью доказанных запасов, а также в пределах разбуренных участков с нулевой их плотностью. В эталонные участки не следу­ет включать залежи с крупными и уникальными запасами, откры­тия которых на оценочных объектах не ожидается. Как правило, у таких залежей этаж нефтегазоносности значительно превышает размеры горизонта и охватывает один или несколько нефтегазо­носных комплексов.

Размеры эталонных участков должны обосновываться в каж­дом конкретном случае. Например, для условий Волго-Уральской нефтегазоносной провинции оптимальные площади эталонов 1 — 2,5 тыс. км², для Западной Сибири —2—5 тыс. км².

 

46. Оценка прогнозных D₁D₂. Модель образования скоплений углеводородов из первичного органического вещества. Что определяют такие параметры как Д – доля сапропелевой органики, Ф – отношение пристан/фитан. При каких условиях начинается стадия катагенеза нефти. Какова связь скорости образования нефти с температурой?

Категория D₁ – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;

Категория D₂ – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.

Модель образования скоплений углеводородов из первичного органического вещества:

Q_п.г. – первично сгенерированная микронефть;

 К_эм – коэффициент определяющий долю микронефти поступившей из нефтематеринской породы в породу коллектор;

К_м – коэффициент определяет долю нефти прошедшей путь от места начального поступления в коллектор до места аккумуляции в ловушке.

 

Д – доля сапропелевой органики в ОВ, определяющая мористость отложений.

Ф – отношение пристан/фитан в ОВ, которое определяет скорость погружения осадков до глубины ~300 м.

 

Формула прогноза первично сгенерированной нефти:

 

Катагенез нефти: тяжёлая или незрелая нефть (2 км, 65,5ºС), нефтяное окно (3 км, 93,3 ºС), лёгкая или зрелая нефть (4 км, 121,1 ºС).

 Наиболее интенсивная генерация жидких УВ происходит в нефтяном окне.

 Возрастание интенсивности начинается на глубине 1км и при температуре 37,8 ºС.