Метод мат баланса ПЗ. Режимы работы залежи, факторы, определяющие режим работы залежи.

Уравнение мат баланса:

Q_н = Q_u + Q_н.ост. = const

Ур мат баланса по количеству р-го газа:

R₀ = R_u + R_ост = const

Режимы работы залежи:

- упругий

- водонапорный

- упруговодонапорный

- р-го газа

- газовой шапки

- гравитационный

Cтат метод ПЗ нефти и газа, суть метода, зависимости каких параметров разработки залежей применяют в стат методах. Какие условия применения стат методов. Дать одну из формул стат методов оценки запасов.

Этот метод основывается на изучении статистических сведений о добыче нефти за прошлые годы и построения соответствующих кривых, характеризующих закономерность изменения дебита в зависимости от тех или иных факторов. Характер этих закономерностей прослеживается при изучении статистических сведений о добыче нефти.

41. Формула ПЗ нефти объёмным методом. ПЗ УВ в сложных геологических условиях.

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.

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 методы

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. Что такое эталонный участок?

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.

Эталонным считается участок, изученный глубоким бурением в пределах нефтегазоносных области, района или зоны. Оценочные участки по геологическому строению и предполагаемым условиям нефтегазонакопления и нефтегазообразования должны быть подобны эталонным участкам. Они охватывают на прогнозной территории тектонические сооружения того же ранга и знака, что и эталонные участки на разведанной территории, и тот же горизонт (комплекс).

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 ресурсов D₁D₂. Модель образования скоплений УВ из первичного ОВ. Что определяют параметры: доля сапропелевой органики (Д), 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.

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

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.

46. Оценка прогнозных ресурсов D₁D₂. Процессы первичной эмиграции и миграции нефти. Какие процессы влияют на разрушение нефти в процессе миграции. Что такое коэффициент перераспределения.

Миграция – продвижение частиц нефти от источника к скоплению в виде аккумулированных залежей самый сложный процесс

q – плотность эмигрированных УВ;

К_ак – коэффициент аккумуляции.

Коэффициент пераспределения

F₁, F₂ – площади оцениваемого участка и нефтесборной площади;

S₁, S₂ – плотность структур на них, в долях площади.

47. Оценка прогнозных ресурсов D₁D₂. Закономерность распределения залежей по размерам. Понятие эквивалентных классов запасов залежей.