Метод материального баланса

Билет 1

Подсчет запасов — это комплекс исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых в залежах определяется различными методами количество УВ и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйственное значение.

Запасы по степени изученности распределяются в широком ди-апазоне, ограниченном категориями от Сг до А и охватывающем запасы залежей выявленных, разведанных и разрабатываемых. Вполне естественно, что объем и детальность научных исследовании, обусловливающие достоверность геологических моделей, а также применяемые методы подсчета должны соответствовать объему фактических данных, накопленных по каждой залежи на дату подсчета. В связи с этим каждая более поздняя модель должна уточнять строение залежи за счет дальнейшей детализации исследований, позволяющей выделять все более мелкие элементарные подсчетные объекты. Тем самым с повышением степени изученности залежи усиливается дифференциация запасов, в результате чего уточняются запасы, подсчитанные ранее на основе более простых моделей залежей.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;

метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;

метод натурного моделирования - применяется для определения оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Сущность объемного метода заключается в определении мас-сы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандарт-ным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного простран^ •ства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Объемный метод подсчета запасов нефти получил широкое рас-пространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Помимо основного объемного метода существуют различные варианты метода, которые на практике в настоящее время при-меняются очень редко. К числу их относятся: объемно-статистический вариант, весовой, гектарный и вариант изолиний.

Объемно-статистический вариант основан на использовании по истощенному (выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. Это произведение называется коэффициентом использования объема пор и может быть использовано для подсчета запасов нефти объемным методом для новых аналогичных по геологическому строению месторождений, для которых раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и отдачи является затруднительным.

Объемная формула

Объемный метод основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

Q = FhmBk,pb, (IX.2)

где Q — извлекаемый (промышленный) запас нефти, m;F — площадь нефтеносности, м2; h — нефтенасыщенная мощность пласта, м;m — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; В — коэффициент насыщения пласта нефтью (коэффициент нефтенасы-щения); Кн — коэффициент нефтеотдачи; р — плотность нефти на поверхности, т1м'; 9 — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; 0 = 1/Ь (Ь — объемный коэффициент пластовой нефти).

Согласно Инструкции при подсчете запасов нефти или газа объемным методом должны быть представлены:

а)обоснования выделенных категорий запасов с указанием их

границ на подсчетном плане — структурной карте по кровле горизонта с обозначением результатов опробования или пробной эксплуа-тации скважин условными знаками;

б)фактические данные по скважинам об эффективной мощности

горизонта или пласта и его пористости, а также о методике получения и обоснования принятых исходных и средних величиндляпод-счета;

в)данные анализов нефти, а также данные об усадке нефти при

извлечении ее на поверхность и газовом факторе

г)фактические данные о пластовом давлении, давлении насыщения, составе газа и темпиратуре горизонта газового месторождения

д)данные о режиме горизонгта, типе коллектора т его свойствах

Площадь нефтеносности (F). Продуктивную площадь устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1 : 5000 до 1 : 50 ООО, на которой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета. На плане отмечают скважины:

а)давшие безводную нефть или газ, у которых дробью показы-

вают начальный среднесуточный дебит нефти или газа, дату появле-

ния воды и ее процент (в числителе) и текущий среднесуточный дебит

и процент воды на дату подсчета (в знаменателе);

б)давшие нефть или газ с водой, у которых дробью указывают

начальный среднесуточный дебит нефти или газа и процент воды

в числителе, текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату

подсчета в знаменателе;

в)давшие воду или газ;

г)давшие при испытании воду с пленками нефти;

д) встретившие притоки нефти или газа в процессе бурения;

е) показавшие благоприятные признаки газонефтеносности по ка-
ротажу, но не испытанные.

Для определения размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин, сопоста­вив полученные результаты с интервалами прострела колонны, данными изучения кернов и материалами промыслово-геофизических исследований скважины (электро- и радиоактивный каротаж, боко­вое электрическое зондирование), технической характеристикой конструкции скважины и т. д.

Нефтенасыщениая мощность пласта (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения его (так как при расчете объема пласта обычно берут произ­ведение проекции площади на горизонатальную плоскость и верти­кальной мощности).

Точное определение нефтенасыщенной мощности является важ­ной задачей. Для этого используют данные анализа кернов, электри­ческого и радиоактивного каротажа, а также материалы опробования скважин, позволяющие установить водо-нефтяной контакт и гра­ницы этой мощности.

Определить мощность по керну, как правило, трудно потому, что процент выноса керна сильно колеблется и обычно не превышает 50—60%. Таким образом, по имеющемуся керновому материалу трудно определить действительную мощность пласта и особенно тогда, когда коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев песчаников, песков, глин и т. д.

Наилучшим для определения нефтенасыщенной мощности является использование комплексных наблюдений (изучение керна, данные испытания скважин, электро- и радиоактивный каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине (конструкция, состояние забоя, интервал прострела дыр и т. д.).

Средняя эффективная нефтенасыщениая мощность пласта может быть вычислена различными способами — как среднеарифметиче­ская величина или как средневзвешенная по площади.

Среднеарифметическую величину обычно вычисляют тогда, когда количество пробуренных скважин крайне невелико и мощность по этим скважинам сильно разнится. Если скважин пробурено достаточно много и мощность пласта в них меняется более или менее плавно, то в этом случае среднюю мощность вычисляют путем составления карты изопахит и подсчета по ней средней арифметически взвешенной мощности на единицу площади по соотношению

Объем продуктивной части пласта (Fh). При подсчете запасов нефти объем пласта обычно вычисляют следующими способами.

1. В целом путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);

2. При помощи карт изопахит — путем вычисления элементарных объемов и последующего их суммирования по формуле

где V — объем : двумя соседним насыщенная ил; сумма соседни Такое вычис щади и наличи: 3. При расе стки расчет объ.

хит суммарной мощности слагающих их проницаемых пластов или пропластков, если:

а) эти пласты (пропластки) обладают одинаковыми коллектор-

скими свойствами;

б) отсутствуют фациальные замещения одного из пластов (про-

пластка) непроницаемыми породами на всю мощность и они развиты

по всей площади залежи;

в) пласты (пропластки) содержат единую залежь с общим водо-

нефтяным контактом.

При несоблюдении хотя бы одного из указанных выше условий подсчет объемов следует проводить отдельно по каждому пласту (пропластку).

При раздельном учете объемов коллекторов пластов (пропластков), слагающих горизонт (пласт), особенно тщательно нужно подходить к планированию работ по опробованию с целью установления нефтегазоносности пластов, продуктивности скважин, отметок водо-нефтяных и газо-нефтяных разделов. При этом работы по опробованию наиболее тщательно нужно планировать в зоне водо-нефтяного контакта для определения его отметок в разных частях залежи.

4. При расчете нефтегазонасыщенных объемов правильная интерполяция соответствующих мощностей по данным скважин имеет большое значение. Известны следующие способы интерполяции:

а) интерполяция линейная (на нуль);

б) интерполяция нелинейная (на середину) с различными вариа-

циями;

в) интерполяция с учетом закономерности изменения мощности,

если такая закономерность установлена.

Самым правильным является последний способ, т. е. интерполяция с учетом закономерностей в изменении мощности, так как в этом случае граница нулевой мощности устанавливается наиболее точно.

При отсутствии данных о закономерностях изменения мощности следует учитывать степень разведенности площади.

На стадии ее разведки (или даже на завершающей стадии разведки площади) следует применять только нелинейную интерполяцию. После окончания разведочных работ (на стадии эксплуатационного бурения) интерполяцию следует проводить на нуль или по данным о закономерностях изменения коллекторских свойств пласта по площади.

Коэффициент открытой пористости (m). Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта в этом случае необходимо наличие достаточных данных и по площади распространения пласта и по его мощности. Обычно такие данные в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы. Иногда для определения пори-

Коэффициент нефтенасыщения (В). Определение коэффициента нефтенасыщения (гл. III, § 3) производят по данным изучения образцов пород, взятых в специальных скважинах, вскрывающих пласт с применением раствора на нефтяной основе, либо при помощи косвенных методов. Для определения нефтенасыщенности пород используют, кроме того, данные геофизики, так как между удельным сопротивлением и нефтенасыщенностью породы существует связь, выражающаяся в том, что для одного и того Hte коллектора при прочих равных условиях с увелечением нефтенасыщености пласта повышается уд.сопративление.

Коэффициентом нефтеотдачиназывают отношение объема иефти, которая может быть извлечена иа поверхность при данном способе разработки (и эксплуатации), к первоначальному объему нефтн (приведенному также к поверхностным условиям). Иными словами, коэффициентом отдачи называется отношение промышленного запаса к первоначальному запасу.

Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от лнтолого-физиче-ских свойств коллектора, свойств нефти, насыщающей пласт, темпа и системы разработки, метода эксплуатации и в значительной мере от режима пласта и свойств агента, вытесняющего нефть.

Вследствие фазовой проницаемости 20% нефтн от объема пор в пластах являются неиавлекаемым запасом даже при применении методов интенсификации и вторичных методов эксплуатации. Это подтверждается данными лабораторных исследований.

Величину коэффициента нефтеотдачи обычно выбирают в зависимости от режима пласта: эффективный водонапорный режим — 0,6—0,8; эффективный режим газовой шапки режим газовой шапки. 0,5-0,7;неэффективной газ. Шапки 04,-0,6 режим расствореного газа гравигацнонный режим-0,1-0,2

Плотность нефти (р). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефтн, вместо плотности при стаидартных условиях (р) может быть взята плотность при пластовых условиях (рпл). В этом случае при подсчете запасов нефти пересчетный коэффициент 9 в объемную формулу вводить не следует.

Пересчетный: коэффициент (б). Пересчетный коэффициент или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти 6, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности.

Как уже указывалось, объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем, либо по специальным графикам .

Статистический метод

Метод подсчета подземных запасов нефти, основанный на изучении кривых падения дебита скв., известен давно.

Методы математической статистика позволили получить необходимую точность выводимых кривых падения дебита. Построение различного рода кривых основывается на изучении статистического материала о добыче аа прошедшее время. При изучении этих сведений стремятся выявить влияние тех или иных факторов на дебит. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых (называемых кривыми эксплуатации) и нх экстраполяции на будущее для определения возможной добычи и расчета запасов нефти. В настоящее время статистический метод применяется лишь для старых месторождений, находящихся в поздней стадии эксплуатации.

МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. В процессе извлечения жидкости (нефти и воды), а также газа из пласта в нем происходит непрерывное перераспределение нефти, воды и газа вследствие изменения пластового давления.

Указанные изменения в распределении нефти, газа и воды в пределах пласта и связанные с этим изменения физического состояния газа и нефти используются при подсчете запасов нефти по уравнению материального баланса.

Следует иметь в виду, что имевшееся в начальной стадии разработки равновесное состояние в пласте в процессе разработки нарушается, особенно при наличии в нем значительных фациальных изменений. Это затрудняет возможность точного определения среднего пластового давления, при котором определяется значение всех входящих в формулу коэффициентов. Поэтому при применении метода материального баланса следует на дату расчета строить карту изобар, по которой более точно можно подсчитать среднее арифметически взвешенное по площади (или по объему пласта) пластовое давление. Это среднее пластовое давление и является исходным для определения всех параметров, зависящих от пластового давления.

Вывод уравнений материального баланса основан или на изучении баланса между первоначально содержащимися в недрах углеводородами и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе добычи нефти, воды и газа. В соответствии с этим выводы уравнений материального баланса можно базировать на одном из двух следующих положений: 1) на сохранении материи (т. е. на постоянстве суммы добытых и оставшихся в недрах углеводородов, выраженных в весовых или объемных единицах) или 2) на постоянстве объема пор, первоначально занятых нефтью и газом.

1) Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

• объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;
• метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;
• метод натурного моделирования - применяется для определения оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm k_н η_пδ / b,

где Q - промышленные запасы, т;
V - объем нефтенасыщенных пород, м³;
k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
η_п - коэффициент извлечения нефти, доли единицы;
δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м³;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Значения величин m, k_н, η_п , δ и b определяются путем лабораторных исследований.

Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С₁ - по формуле

V = S ∙ h ∙ cos α',

где S – нефтеносная площадь на поверхности, м²;
h - средняя эффективная мощность пласта, м;
α'- угол падения пласта.

Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

2)Обоснование площади залежи

При использовании этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или озопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта пласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как сумма площадей составляющих его фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается один продольный профиль, соединяющий середины поперечных прочфилей.

4 – изопахиты

- скважины

1–1…5–5 – сечения участка

Рисунок 8 – Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки

Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных толщин верхней пачки

а – сечение 1–1; б – сечение 2–2

Рисунок 10 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

а – сечение 3–3; б – сечение 4–4

Рисунок 11 – Определение площадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования

3) категория А - детально разведанные запасы полезных ископаемых с точно определенными границами тел полезных ископаемых, их формами и строением, обеспечивающими полное выявление природных типов и промышленных сортов минерального сырья в недрах месторождения, а также геологических факторов, определяющих условие их добычи.

8. Запасы нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов по степени изученности подразделяются на четыре категории — А, В, C1 и С2, которые определяются следующими условиями:

Категория А: запасы залежи (или ее части) изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной мощности, характера изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщен-ности продуктивных пластов, качественного и количественного состава нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов и др. параметров, а также основных особеностей залежи, лт которых зависят усл. разр-ки ее режим работы залежи, прод.скв. давление, проницаемость коллекторов, гидро-пьезо проовдность

Билет 2

1) Объекты подсчета запасов нефти и газа

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

Объектом подсчета запасов полезных ископаемых является месторождение (часть месторождения) твердых полезных ископаемых. Объектом оценки прогнозных ресурсов являются металлогенические (минерагенические) зоны, бассейны, рудные районы, поля, рудопроявления, фланги и глубокие горизонты месторождений, оцененные на основании благоприятных геологических предпосылок, обоснованной аналогии с известными месторождениями, по результатам геологосъемочных, геофизических, геохимических, поисковых и оценочных работ.

2)Обоснование толщины коллектора

Необходимо отметить, что при подсчете геологических запасов применение для выделения коллекторов подходов, базирующихся на технико-экономических критериях, неправомерно. Нельзя применять и способы выделения коллекторов, основанные на использовании любых величин дебитов, т.к. критерии коллектора для них не остаются постоянными. Значения кондиционных пределов в этих способах изменяются во времени и различаются в зависимости от геологических особенностей разреза. Последнее объясняется тем, что при постоянной депрессии один и тот же дебит можно получить при высокой проницаемости и малой толщине пласта либо при его низкой проницаемости и большой толщине. Следовательно, пласты с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами в разное время и в разных условиях могут быть отнесены к коллекторам и неколлекторам. Из-за трудностей количественной оценки по геофизическим данным параметров тонких пластов к сложным коллекторам следует отнести также все коллекторы толщиной менее 1,5 м.

При традиционном аппаратурном и методическом обеспечении геофизических исследований все под счетные параметры (эффективная толщина - hэф, коэффициенты пористости - Кп и нефтегазонасыщенности - Кнг) в абсолютном большинстве случаев могут быть определены только в пластах и прослоях толщиной hэф > 1,5 м. В пластах меньшей толщины (1,5 м > hэф > 0,5 м) по материалам ГИС определяют эффективные толщины и коэффициенты пористости; коэффициенты нефтегазонасыщенности могут быть уверенно установлены в отдельных случаях в коллекторах без проникновения или с малой (D/d < 2) глубиной проникновения. Для тонких одиночных пластов (0,5 м > hэф > 0,2 м) по кривым ГИС устанавливается только hэф, количественные определения других параметров практически невозможны.

Как уже отмечалось выше, изложенное относится к случаю использования традиционного комплекса ГИС со стандартным разрешением. Применение высокоразрешающих методов ГИС в первую очередь, каротажных акустических и электрических микросканеров (FMS, FMI и др.) позволяет выделять в разрезе пласты толщиной до первых сантиметров.

3) К категории В относятся предварительно разведанные запасы полезных ископаемых, с примерно определёнными контурами тел полезных ископаемых, без точного отображения пространственного положения природных типов минерального сырья

Билет 3

1)Методы подсчета запасов

подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м²; 3) объемно-генетический; 4) кривых эксплуатации, или статистический; 5) материальных балансов; 6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар. Основным методом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абсолютные начальные (геологические) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содержащиеся в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при современных технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэффициент отдачи.

2)КИН

Коэффициент нефтеотдачи пласта output factor, recovery factor - Отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают:
- коэффициент текущей нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам.
- коэффициент конечной нефтеотдачи – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки.

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %).

Расчет коэффициентов нефтеотдачи проводится по отдельным пропласткам, подсчитывается расход вытекающей нефти из пропластка, которая соотносится с исходными запасами пропластка. Далее все коэффициенты суммируются по пропласткам. Необходимо отметить, что гелевые барьеры и осадки, формируемые в пластах, разрушаются со временем. Поэтому прогнозные результаты дают оценку

эффективности сверху либо должны предусматриваться повторные обработки скважин в течение всего времени.

3) Удельные извлекаемые запасы

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне,—чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон. Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в вы­явленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются ЗАПАСАМИ.

QH3Bn - начальные извлекаемые запасы нефти

Определение первоначальных извлекаемых запасов произведем объемным методом подсчета. Пользуясь картой эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по продуктивным пачкам пласта (рисунки 8, 9), выделим границы участка, условно приняв их положение на расстоянии в половину расстояния между скважинами данного и соседних участков. Размеры выбранного участка 1125×850 м.

Площадь участка составляет 745313 м2.

Продуктивные пачки пласта DI на данном участке выдержаны по площади, первоначально залежь является чисто нефтяной, скважины перфорированы по всей толщине продуктивного пласта, количество и качество геолого-геофизического материала позволяет считать запасы участка по категории А.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле

Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т (1)

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м2;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Расчет объема нефтенасыщенной части пласта произведем методом графического интегрирования (рисунки 10, 11, 12)

Билет 4.

1) Перспективные ресурсы

Перспективные ресурсы –(3)-категория С₃-подсчитываются на локальных объектах с установленной нефтегазоносностью. Это количественная оценкаразмерапредполагаемых залежей, находящихся в пределах зоны нефтегазонакопления, или на уже открытых месторождениях в неизученных бурением горизонтах.Перспективные ресурсы подсчитывают на изученных геологическими и геофизическими методами площадях нефтегазоносного региона, или новым пластам, месторождения, не вскрытого пока бурением. Перспективные ресурсы имеют адрес, но еще не открыты. Мы знаем, что если нефть есть - то она в этом месте. Но мы еще не имеем реальной нефти. Иногда перспективные ресурсы называют неразведанными, хотя ресурсы всегда неразведанные.

Иногда, чтобы подчеркнуть тот факт, что запасы, подсчитанные по категории С_3, по своей сути являются все-таки ресурсами, нефть еще не открыта бурением, для них выделяют категорию D_0.

Ресурсы подсчитывают до появления промышленных притоков углеводородов на основе аналогий, косвенных данных и теоретических геологических и математических оценок.

2) Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная - определяется объемом всех пор в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов. Расчет его производится по следующей формуле:

Кп = Vпор/ Vобр ( 1 )

Кп = Vпор/ Vобр 100% ( 2 )

где Кп – коэффициент пористости;

Vпор – объем сообщающихся полостей;

Vобр – объем образца породы, см3

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зерен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм.

3)Требования к изучению месторождений

Требования к изученности месторождений и залежей на поисковом и разведочном этапах, а также в процессе разработки определяются «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов». Этот документ обязывает соблюдать установленные этапы и стадии геологоразведочных работ, строго выполнять требования к их полноте и качеству, осуществлять рациональное комплексирование методов и технических средств разведки, своевременно проводить постадийную геолого-экономическую оценку результатов работ. Степень изученности месторождения должна обеспечивать возможность его комплексного освоения при обязательном соблюдении требований по охране окружающей среды.

При разведке месторождений глубина, способ бурения и конструкция разведочных скважин определяются в каждом конкретном случае проектом разведки. Конструкция скважин должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, испытания на приток жидкости и газа, как в открытом стволе, так и в колонне, гидродинамических исследований, отбора пластовых глубинных проб.

Количество, система размещения и последовательность бурения разведочных скважин должны обеспечивать получение надежных данных для выявления закономерностей изменения строения продуктивных пластов, их толщин, коллекторских свойств, характера насыщения и особенностей тектонического строения месторождения. Расстояния между разведочными скважинами, необходимые для детального изучения геологического строения месторождения (залежи), обоснования подсчета запасов и подготовки объекта для промышленного освоения. Определяются размерами залежи и сложностью ее геологического строения. Для каждого месторождения на основании изучения и тщательного анализа всех имеющихся геологических и геофизических материалов обосновывается наиболее рациональная система размещения разведочных скважин.

Для нефтегазовых и газонефтяных залежей при выборе систем расположения разведочных скважин и расстояний между ними следует учитывать необходимость оценки промышленного значения нефтяной и газовой частей этих залежей.

В районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база для производства строительных материалов и возможные источники водоснабжения с точки зрения удовлетворения потребности будущих предприятий по добыче нефти и газа или обоснования проведения в дальнейшем специальных геологоразведочных, гидрогеологических и изыскательских работ.

Билет 5

1) Группы запасов нефти и газа\ В каки условиях можно вводить месторождение в разработку

По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

Геологические - запасы месторождений (залежей),находящиеся в недрах;

В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ.