Подсчет запасов нефти и газа

Следовательно, наиболее универсален объемный метод. Однако, для пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, когда трудно установить достоверные средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объемного метода может быть затруднено. В этом случае данные этого метода целесообразно уточнить статистическим методом или методом материального баланса в процессе разработки.

Применение метода материального баланса тоже может осложниться вследствие неравномерного распределения пластовых давлений в связи с литолого-физической неоднородностью пласта. Тогда более эффективен статистический метод.

При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи, статистический - в тех случаях, когда имеются данные продолжительной эксплуатации, материального баланса - также при наличии данных, получаемых в процессе более или менее длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий (С1, С2) подсчитывают объемным методом.

 

7.4. Методы подсчета  запасов газа

При подсчете запасов газа различают свободный газ, т.е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).

7.4.1. Подсчет запасов  свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

                                     (7.9)

где Qг- начальные запасы газа (в стандартных условиях. рст= 0,1 МПа, Тст=293 К); F - площадь в пределах контура газоносности, м2; h - эффективная газонасыщенная мощность, м; kп -коэффициент открытой пористости; р0- начальное пластовое давление в залежи, МПа; рст -среднее остаточное давление, МПа, в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 МПа; α0 αст -поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений р0 и рст, равные 1/z, где z=pV/(RT) - коэффициент сжимаемости газа, определяемый по пластовым пробам; f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре: Тст/Тпл =293К/(273К + tпл); kг- коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды; tпл - пластовая температура, 0С.

Метод подсчета запасов газа по падению пластового давления основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения пластового давления в процессе разработки газовой залежи. Если на первую дату подсчета запасов в начале разработки залежи добыто Q1, объемов газа, при этом давление в залежи составило р1, а на вторую более позднюю дату отобрано О2 объемов газа и давление равняется p2 , то добыча газа за этот период (от первого до второго подсчета) на единицу падения давления составит:

Q=(Q2-Q1)/(p1-p2).                                         (7 10)

Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового давления в залежи до некоторой его конечной величины будут добываться одинаковые количества газа на единицу падения давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:

Qг=(Q2-Q1)(p2α2-pкαк)/(p1α1-p2α2)                            (7.11)

где Qг - промышленные запасы газа на дату, когда уже было отобрано газа Q2, м3.

 

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления не применим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газоводонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды (Q'). Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:

Qг=(Q2-Q1-Q')p2α2/(p1α1-p2α2)                         (7.12)

Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.

Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:

QK=QГП,                                               (7.13)

где П - потенциальное содержание конденсата.

Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению пластового давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин.

Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению пластового давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном (газоводонапорном) режиме точность расчета этим методом резко снижается,

Для проверки возможности применения метода подсчета запасов по падению пластового давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению пластового давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа

7.4.2. Подсчет запасов  газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле:

Qг.бал=Qн.бал Г0,                                        (7.14)

где Qг.бал, Qн.бал - балансовые запасы газа, м3 и нефти, т; Г0 - содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м3/т.

Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений России) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле;

Qг.изв=Qн.изв Г,                                       (7.15)

где Г - газовый фактор, м3 /т, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа;  Qг.изв - извлекаемые запасы нефти, т; Qн.изв -извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м

 

7.5. Требования, предъявляемые  к разведочному бурению для  получения качественных материалов  для подсчета запасов и подготовки  залежей нефти и газа к разработке

Точность подсчета запасов нефти и газа зависит от качества полученного исходного материала. При рациональном размещении разведочных скважин на структуре, тщательном отборе керна из продуктивных горизонтов, а также проведении необходимого комплекса исследований можно значительно сократить число разведочных скважин и в то же время получить полноценные данные для подсчета запасов,

Важнейшая задача разведочного бурения - получение данных для подсчета запасов нефти и газа, а также данных для составления технологической схемы разработки. При проведении промышленной разведки определяют минимальное количество и рациональное расположение на структуре разведочных скважин. При этом минимальным считается такое количество скважин, увеличение которого не приводит к существенному изменению величины подсчетных параметров. Рекомендуется первые разведочные скважины бурить до поверхности кристаллического фундамента при условии его залегания на глубинах, освоенных для массовой проводки скважин, и проводить испытание на продуктивность по системе "снизу-вверх".

Для быстрого выявления запасов во всех продуктивных горизонтах необходимо проводить испытание пластов в процессе бурения. При бурении и испытании скважин особое внимание нужно уделять качеству проведения геологических, геофизических и гидродинамических исследований.

Качество геологических исследований при разведке определяется полнотой выноса, правильностью отбора и качеством исследования кернового материала. Инструмент для отбора керна должен соответствовать геологической характеристике разреза для преимущественно 100 % отбора керна. Некоторые виды предварительного изучения керна, такие, например, как люминисцентно-битуминологический анализ, должны осуществляться непосредственно после подъема керна на буровой.

Особое внимание надо уделять качеству вскрытия продуктивных горизонтов и рациональному комплексу геофизических исследований в них.

При вскрытии продуктивных горизонтов используют высококачественную промывочную жидкость, не образующую в пласте зону проникновения и удовлетворяющую всем стандартам для проведения качественных геофизических исследований.

Комплекс геофизических исследований должен соответствовать геолого-физической характеристике возможных продуктивных залежей, вскрытых при разведке . При этом в одной и гой же скважине в различных отложениях оптимальный комплекс геофизических исследований может достаточно сильно различаться.

Комплекс гидродинамических исследований должен позволить выявить режимы работы залежей, наличие или отсутствие гидродинамической связи между отдельными пластами, продуктивность пластов. Пробы пластовой воды, нефти и газа по каждой скважине, полученные при опробовании продуктивных горизонтов, должны исследоваться в лабораторных условиях для определения физико-химических свойств жидкостей и газов (плотности, вязкости, состава, растворимости газов и начальной насыщенности нефти газом).

При разведке следует уделять внимание оценке характеристик геологической неоднородности и использовать их при оценке конечного коэффициента нефтеотдачи.

Правильное проведение исследований залежей и насыщающих их флюидов при разведке является их паспортизацией, необходимой для интерпретации тех процессов, которые будут происходить на всем протяжении разработки.

Следует отметить, что пренебрежение исследованиями залежей с относительно малыми запасами на дату разведки часто приводит к тому, что в дальнейшем при изменении соотношения относительных запасов по залежам они оказываются неизученными, несмотря на то, что вскрыты сотнями скважин. Их доразведка на разрабатываемых площадях связана с большими трудностями ввиду нарушения гидродинамического равновесия и наличия пластов с пластовым давлением, превышающим первоначальное пластовое давление.

 

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

 

1. Породы-коллекторы. Коллекторские свойства (ФЕС).
2. Гидрофильные и гидрофобные коллекторы.
3. Породы-флюидоупоры (покрышки).
4. Природные резервуары и ловушки. Залежи нефти и газа.
5. Основные этапы и стадии геологоразведочных работ на нефтяных и газовых месторождениях.
6. Понятия о категориях запасов.
7. Понятия о группах запасов.
8. Классификация запасов нефтяных и газовых месторождений.
9. Основные категории запасов.
10. Характеристика прогнозных ресурсов.
11. Понятие перспективных ресурсов.
12. Требования, предъявляемые к исходным данным при подсчёте запасов.
13. Основные методы подсчета запасов нефти.
14. Основные методы подсчета запасов газа.
15. Охарактеризуйте возможность использования различных методов подсчета запасов нефти.
16. Охарактеризуйте возможность использования различных методов подсчета запасов ваза.
17. Объемный метод подсчета запасов нефти и  его возможности.
18. Характеристика подсчетных параметров, используемых в объемном методе.
19. Методические приемы оценки конечной нефтеотдачи при подсчете запасов.
20. Требования, предъявляемые к разведочным скважинам при подсчете запасов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов

 

Приложение 3

К приказу МПР России

№ 126 от 07.02.2001

 

Временная классификации запасов месторождений,

перспективных и прогнозных ресурсов

нефти и горючих газов 2001 г

 

I. Общие положении

 

1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (далее — Временная классификация) устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учет запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождении для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

2. Запасы месторождений м перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождениям - для проектировании добычи и транспортировки нефти и газа.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологоразведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследовании, оцениваются и пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акватории, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету н учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентой (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата н содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.