Лекция 16. Сводная интерпретация и подсчет запасов нефти и газа

Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазового месторождения. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических материалов и результатов испытаний, полученных для продуктивных пластов. Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для подсчета запасов нефти и газа месторождения и составления проекта его разработки.

Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:

· площадь S_н нефтенасыщенной части коллектора;

· эффективную мощность h_эф нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине и ее среднее значение h_{эф ср} ;

· пористость k_п и ее среднее значение k_{п ср} в пределах эффективной мощности;

· нефтенасыщенность k_н и ее среднее значение k_{н ср} ;

· плотностьs_н нефти при стандартных условиях (давление 0,1 МПа, температура 273°К);

· объемный коэффициент b_н , равный отношению объемов нефти в пластовых и стандартных условиях;

· вероятное значение коэффициента b_н вытеснения нефти из коллектора и его среднее значение b_{н ср} ;

Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов (нефтеотдачи коллектора, определяемой разностью коэффициентов k_{н -} k_{н о} начальной и остаточной нефтенасыщенности, охвата пласта эксплутационными скважинами, темпов отбора), поэтому в расчете используется вероятное значение, исходя из опыта эксплуатации аналогичных коллекторов.

Геологические запасы нефти определяют по формуле:

а извлекаемые запасы:

,

Геологические запасы газа подсчитывают по формуле:

где S_г - площадь газоносной части пласта - коллектора;

h_эфср, k_пср, k_гср - средние значения эффективной мощности, пористости и газонасыщенности коллектора в пределах газоносной части; - поправка за приведение объема газа от пластовой температуры Т (в К) к температуре 293 К; р и р_к - пластовые давления в начальный и конечный периоды разработки; z_г и z_гк - коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки.

Извлекаемые запасы газа определяют путем умножения геологических запасов на коэффициент b_г газоотдачи, который изменяется от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и пластового давления. Коэффициент газоотдачи максимален в высокопористых и высокопроницаемых пластах; он увеличивается также с ростом пластового давления.

Большинство параметров, необходимых для подсчета запасов определяют непосредственно по геофизическим материалам (h_эср, k_п, k_н, k_г) или по комплексу ГИС и результатам испытаний (положение контактов между флюидами, построение структурных карт для определения S_н и S_г).

Остальные параметры (s_н, б_н, р, р_к, z_г, z_гк) находят с помощью испытаний скважины и лабораторных исследований отобранных проб нефти и газа.