Сущность объемного метода

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 = F_з · h_эф.н. · k_оп · k_н · Θ · ρ_н

Q₀ – балансовые запасы нефти;

F_з – площадь залежи;

h_эф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина;

k_оп – коэффициент открытой пористости;

k_н – коэффициент нефтенасыщенности;

Θ – пересчетный коэффициент;

ρ_н – плотность нефти.

Формулу можно записать через коэффициент эффективной пористости k_эф.п. = k_оп · k_н

Q₀ = F_з · h_эф.н. · k_эф.п. · Θ · ρ_н

Формула для подсчета извлекаемых запасов нефти.

Q_и = Q₀ · η η – КИН

Q_и = F_з · h_эф.н. · k_оп · k_н · Θ · ρ_н · η

η = Q_и / Q₀

Общая формула для подсчета балансовых запасов свободного газа.

Q_0г = F_з · h_эф.г. · k_оп · k_г · k_t · k_p

k_t – термический коэффициент;

k_p – барический коэффициент.

Они отвечают за приведение объема газа к стандартным условиям.

p₀ – начальное пластовое давление в залежи;

p_ст – давление газа при нормальных условиях (0,1 МПа);

p_ост – 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.