2014-02-12
1508
Методика ПЗ нефти и свободного газа на разных стадиях ГРР и разработки в коллекторах порового типа.
Исходные данные: подготовленная для глубокого бурения структура, предполагаемая в ней залежь, ресурсы, оцененные по кат. С3, запроектированная первая поисково-оценочная скважина.
Результаты бурения первой скважины: получен промышленный приток, вокруг скважины на расстоянии 2l подсчитываются запасы по кат. С1, на остальной части залежи – по кат. С2.
Методы определения подсчетных параметров:
А) Пластово-сводовая залежь:
1. Площадь нефтеносности Fз. Отметка ВНК на предполагаемых залежах определяется с учетом коэффициента заполнения ловушки, рассчитанным как средневзвешенное по зоне (с учетом всех структур, расположенных в данной структурно-фациальной зоне). Кзл=hз/hл
2. Нефтенасыщенная толщина hэф.н. Определяется по первой пробуренной скважине, по ГИС, либо по керну (ПС, ГК, МЗ).
3. Нефтенасыщенный объем
4. Коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности и газоносности. Определяются по данным изучения керна как среднеарифметическое, либо по ГИС как средневзвешенное по толщине пласта (методы ГИС). Если определений по первой пробуренной скважине недостаточно или они не отвечают требованиям (с нарушениями) данные коэффициенты могут быть определены по аналогии с месторождениями, расположенными в единой структурно-фациальной зоне.
|
|
|
5. Пересчетный коэффициент и плотность нефти. Принимаются по данным анализа пластовых проб, полученных с первой поисково-оценочной скважины, либо по аналогии.
6. Пластовое давление, пластовая температура. Определяются по результатам замера в первой скважине, при этом пластовое давление определяется с учетом центра тяжести залежи. В пластовых залежах – это половина высоты залежи, в массивных залежах – треть от уровня ВНК.
7. Коэффициент сжимаемости. Определяется по глубинным пробам в первой скважине, либо по аналогии.
Формула для ПЗ нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе
(пластово-сводовая залежь).
Б) Массивная залежь.
1. Площадь залежи – определяется с учетом коэффициента заполнения ловушки, а также хорошо подтверждается по результатам бурения первой скважины.
2. Эффективная нефтенасыщенная толщина рассчитывается как средневзвешенное по площади залежи с обязательным построением карт изопахит.
3. Объем нефтенасыщенных коллекторов – определяется с учетом одной пробуренной скважины и карты изопахит.
Все остальные параметры определяются и рассчитываются аналогично пластво-сводовым.
4. Коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности и газоносности. Определяются по данным изучения керна как среднеарифметическое, либо по ГИС как средневзвешенное по толщине пласта (методы ГИС). Если определений по первой пробуренной скважине недостаточно или они не отвечают требованиям (с нарушениями) данные коэффициенты могут быть определены по аналогии с месторождениями, расположенными в единой структурно-фациальной зоне.
|
|
|
5. Пересчетный коэффициент и плотность нефти. Принимаются по данным анализа пластовых проб, полученных с первой поисково-оценочной скважины, либо по аналогии.
6. Пластовое давление, пластовая температура. Определяются по результатам замера в первой скважине, при этом пластовое давление определяется с учетом центра тяжести залежи. В пластовых залежах – это половина высоты залежи, в массивных залежах – треть от уровня ВНК.
7. Коэффициент сжимаемости. Определяется по глубинным пробам в первой скважине, либо по аналогии.
Формула для ПЗ нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе
(массивная залежь).
В) Залежи литологического типа.
Основная задача – определение зон замещения и выклинивания коллекторов. Последние могут быть установлены по средствам бурения дополнительных, заведомо непродуктивных скважин.
Формула для ПЗ нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе
(залежь литологического типа).
1) В случае выклинивания и замещения с изменением толщины.
2) В случае замещения коллектора без изменения толщины.
Формулы аналогичны пластово-сводовым залежам.
Г) Залежи стратиграфического типа.
1. Площадь залежи определяется с учетом коэффициента заполнения ловушки, а также геофизических исследований, оконтуривающих выступ палеорельефа.
2. Эффективная нефтенасыщенная толщина: в пределах площади F1 определяется по скважине, F2 – принимается равной по скважине, F3 – берется h/2, F4 – вычитается из общей площади залежи как зона отсутствия коллектора.
Определение и способ расчета остальных параметров аналогичен пластво-сводовой залежи.
3. Нефтенасыщенный объем
4. Коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности и газоносности. Определяются по данным изучения керна как среднеарифметическое, либо по ГИС как средневзвешенное по толщине пласта (методы ГИС). Если определений по первой пробуренной скважине недостаточно или они не отвечают требованиям (с нарушениями) данные коэффициенты могут быть определены по аналогии с месторождениями, расположенными в единой структурно-фациальной зоне.
5. Пересчетный коэффициент и плотность нефти. Принимаются по данным анализа пластовых проб, полученных с первой поисково-оценочной скважины, либо по аналогии.
6. Пластовое давление, пластовая температура. Определяются по результатам замера в первой скважине, при этом пластовое давление определяется с учетом центра тяжести залежи. В пластовых залежах – это половина высоты залежи, в массивных залежах – треть от уровня ВНК.
7. Коэффициент сжимаемости. Определяется по глубинным пробам в первой скважине, либо по аналогии.
Формула для ПЗ нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе
(залежь стратиграфического типа).
Д) Тектонически экранированные залежи.
Особенность заключается в геометризации приразломленной зоны:
1. плоскость нарушения вертикальная
Эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне нарушения учитывается полностью. Формула аналогична пластово-сводовой.
2. Если плоскость тектонического нарушения наклонная
Эффективная нефтенасыщенная толщина на площади F1 определяется по скважине, на площади F2 принимается равной толщине по скважине, на площади F3 h/2. Формула предполагается для залежей литологического типа.
