Підрахунок запасів нафти об’ємним методом

4.1 МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ

Метою даної роботи є набуття студентами практичних навичок з підрахунку запасів і ресурсів нафти найбільш універсальним методом підрахунку – об’ємним методом, який може бути застосований для підрахунку на любій стадії пошукових, розвідувальних робіт або на любій стадії розробки родовища нафти.

Студенти під час виконання лабораторної роботи повинні навчитись:

- складати схему обґрунтування положення водонафтового контакту (ВНК);

- обраховувати площу нафтоносності за допомогою планіметра і ЕОМ;

- обґрунтовувати підрахункові параметри, що увійшли у формулу підрахунку;

- виділяти окремі ділянки покладу для підрахунку запасів і ресурсів нафти за певними категоріями відповідно ступеня геологічного вивчення цих ділянок;

- підраховувати запаси і ресурси нафти звичайним способом (в ручну) і за допомогою ЕОМ.

4.2 ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ

Метод базується на вивченні маси нафти в нафтонасиченому пустотному об’ємі порід-колекторів приведеної до стандартних умов. Величину цього об’єму отримують шляхом добутку горизонтальної проекції площі покладу нафти (F) на середнє значення вертикальної ефективної нафтонасиченої товщини пласта (h_н.еф), на середнє значення коефіцієнта відкритої пористості (m) і на середнє значення коефіцієнта нафтонасиченості β_н. При цьому добуток Fh_н.еф визначає об’єм колекторів покладу (його частини), Fh_н.ефm - визначає об’єм пустотного простору порід-колекторів, Fh_н.ефmβ_н - визначає об’єм пустотного простору порід- колекторів, насичених нафтою. Об’єм пустотного простору, насичений нафтою може бути отриманий шляхом добутку Fh_н.еф на середнє значення коефіцієнта ефективної пористості. Для нафти коефіцієнт ефективної пористості (m_еф) дорівнює добутку mβ_н , який може бути розрахований по кожному однорідному продуктивному інтервалу пласта.

В пустотному просторі порід-колекторів, насичених нафтою, в пластових умовах нафта вміщує розчинений газ. Для приведення об’єму пластової нафти до об’єму нафти, дегазованої при стандартних умовах, використовується середнє значення перерахункового коефіцієнта (θ), який враховує усадку нафти.

З врахуванням цих параметрів об’єм нафтового покладу (його частини) при стандартних умовах будуть визначатись виразом:

, (4.1)

або

.

Якщо помножити на середнє значення густини нафти при стандартних умовах, то отримаємо початкові запаси нафти, які вміщуються в цьому покладі або в його частині.

, (4.2)

або

.

Частина балансових запасів нафти, яка може бути вилучена з надр – тобто видобувні запаси – визначаються за допомогою коефіцієнта вилучення нафти (η_н).

, (4.3)

або

.

Об’ємний метод можна рахувати практично універсальним для підрахунку запасів нафти любого покладу або його частини на любій стадії вивченості. На перший погляд метод уявляється досить простим, проте простота приховує досить багато проблем. Основні проблеми об’ємного методу заключаються у своєчасному виявленні особливостей геологічної будови покладу і об’єктивному визначенні параметрів, що характеризують об’єм пустотного простору, насиченого нафтою.

Крім, власне, об’ємного методу є декілька його варіантів, а саме: об’ємно-статистичний, об’ємно-ваговий, гектарний.

Об’ємно-статистичний варіант полягає у визначенні так званого коефіцієнта використання пор по сусідніх родовищах, які знаходяться певний час у розробці і перенесенні цієї величини на нові площі, де його визначення затруднено.

, (4.4)

де – коефіцієнт використання пор;

– запаси і підрахункові параметри по одному із сусідніх родовищ.

Аналогічно визначають , по яких розраховують середню величину .

Запаси на новій площі дорівнюють:

, (4.5)

де – запаси і підрахункові параметри на новій площі.

Гектарний варіантполягає у визначенні по сусідніх родовищах, які знаходяться в розробці, кількості запасів, які припадають на 1 га площі і 1 м товщини:

, (4.6)

Одержану цифру переносять на нові площі, на яких підрахунок запасів ведуть по формулі:

, (4.7)

де – запаси, площа нафтоносності і ефективна нафтонасичена товщина пласта на новій площі.

Як перший так і другий розглянуті варіанти об’ємного методу використовують на нових площах при умові аналогії геологічної будови району, де знаходяться старі родовища і нова площа.

Об’ємно-ваговий варіант полягає у визначенні кількості нафти в тонах, яка знаходиться у поровому просторі 1 м³ породи і подальшому використанні цієї величини при підрахунку запасів.

, (4.8)

де – кількість нафти в 1 м³ породи.

Метод використовують при шахтному способі розробки, коли можливо відібрати великі проби для лабораторного аналізу.

Вихідними даними для виконання лабораторної роботи є:

1 Структурна карта покрівлі продуктивного пласта.

2 Геолого-промислові дані продуктивного пласта і фізичні властивості нафти для визначення середніх значень підрахункових параметрів, які входять у формулу підрахунку запасів (табл. 4.1).

Таблиця 4.1 - Вихідні дані

№ св.	Альтитуда устя свердловини, м	Глибина залягання продуктивного пласта, покрівля-підошва, м	Ефективна нафтонасичена товщина, м	Відкрита пористість, %	Примітка
		835-840

Густина нафти 888 кг/м³

Вміст зв’язаної води 63%

Усадка нафти 25%

Коефіцієнт нафтовіддачі 0,620

4.3 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

Використовуючи індивідуальні вихідні дані, студенти складають підрахунковий план, для чого на структурну карту наносять контури нафтоносності і границі категорій запасів.

При виконанні завдання прийняті такі припущення: пласт за своїм літологічним складом є однорідним, обсадна колона в свердловинах перфорована по всій товщині пласта, у покладі відсутня газова шапка, водонафтовий контакт (ВНК) займає горизонтальне положення.

Враховуючи ці припущення, оцінюють результати випробування кожної свердловини і на цій основі складають схему відбивки ВНК (рис.4.1) для точного обґрунтування положення (абсолютної відмітки) ВНК.

Результати випробування свердловини визначають, порівнюючи загальну і ефективну нафтонасичену товщину. Наприклад, беручи дані з таблиці №1 по свердловині 1, визначаємо загальну товщину пласта, як різницю між глибиною залягання покрівлі і підошви (840-835=5м). Порівнюючи одержану загальну товщину (5м) з ефективною нафтонасиченою товщиною (3м) відмічаємо, що свердловина пройшла водонафтову частину пласта і при випробуванні дала приплив нафти з водою. В тих свердловинах, де загальна товщина пласта дорівнює ефективній нафтонасиченій товщині, при випробуванні повинні одержати приплив чистої нафти. Свердловини, в яких ефективна нафтонасичена товщина дорівнює нулю, дали приплив чистої води.

В наведеному прикладі абсолютна відмітка покрівлі пласта дорівнює 110-835= –725 м, тому ВНК в свердловині №1 знаходиться на абсолютній відмітці –׀725+3׀= –728 м.

На основі визначеної абсолютної відмітки ВНК по схемі відбивки проводять положення контурів нафтоносності на структурній карті. В нашому випадку карта побудована по покрівлі пласта, тому на ній проводимо зовнішній контур нафтоносності на відмітці –728м паралельно ізогіпсі –730 (або –720)м. Після цього наносять границі категорій запасів, дотримуючись вимог “Класифікації запасів...” (1997 р.).

Побудувавши підрахунковий план (дивись рис.2.1, в лабораторній роботі №2) приступають до визначення окремих підрахункових параметрів, які входять у формулу об’ємного методу підрахунку запасів нафти.

, (4.9)

де – видобувні запаси нафти;

– площа нафтоносності, м²;

– середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;

– середній коефіцієнт відкритої пористості колектора, долі одиниці;

– середній коефіцієнт нафтонасичення породи, долі одиниці;

– коефіцієнт нафтовіддачі, долі одиниці;

– перерахунковий коефіцієнт, який враховує усадку нафти на поверхні після її дегазації, долі одиниці;

– густина нафти на поверхні при стандартних умовах, кг/м³ або т/м³.

безводна нафта

границя між нафтою і водою

пластова вода

Рисунок 4.1 - Схема відбивки ВНК за результатами випробування

Площу нафтоносності ( ) визначають положенням контурів нафтоносності і тектонічних порушень, або границями виклинювання колекторів і обраховують за допомогою планіметра. Якщо на підрахунковому плані виділено тільки одну категорію запасів, тоді площу визначають по середній лінії між зовнішнім і внутрішнім контурами нафтоносності, а коли декілька – тоді визначають площу кожної категорії окремо за їх границями. Виміри кожної площі проводять тричі для визначення середньої величини, якщо різниця між вимірами не перевищує 3%. Площу у відсутності планіметра можна визначити шляхом розбивки її на окремі квадрати на карті.

При підрахунку запасів нафти за допомогою ЕОМ площа нафтоносності підраховується за спеціальною програмою Zapnaf 1.

Середню ефективну нафтонасичену товщину (h_са) можна визначити :

– як середньоарифметичну:

, (4.10)

де – ефективна нафтонасичена товщина пласта в окремих свердловинах, м;

– число свердловин.

–як середньозважену по площі (h_свп):

, (4.11)

де – середня ефективна нафтонасичена товщина пласта між двома сусідніми ізопахітами на карті ефективної нафтонасиченої товщини, м;

– площі ділянок між двома сусідніми ізопахітами на карті, м².

Середня величина відкритої пористості (m_са) в межах площі визначається аналогічно визначенню середньої величини . Більш детально методика визначення розглянута в попередньому розділі.

В таблиці вихідних даних відкрита пористість приведена в процентах, тому її необхідно розділити на 100, щоб одержати коефіцієнт пористості в долях одиниці.

Величину коефіцієнту нафтонасичення визначають по середньому вмісту зв’язаної води:

, (4.12)

де – вміст зв’язаної води в %.

Перерахунковий коефіцієнт визначають через усадку нафти:

, (4.13)

де – усадка нафти в %.

Величини і приведені в таблиці вихідних даних.

Підставивши значення всіх підрахункових параметрів в формулу об’ємного методу, одержують величину видобувних (промислових) запасів в тис. т.

4.4 ОФОРМЛЕННЯ ЗВІТУ

Виконана лабораторна робота повинна бути представлена у вигляді пояснювальної записки, до якої додаються підрахунковий план і схема відбивки положення ВНК, карти ефективної і ефективної нафтонасиченої товщин, викопіровки з підрахункового плану площ підрахунку для обрахування їх на ЕОМ і виконаний підрахунок запасів нафти вручну і на ЕОМ.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1 В чому універсальність об’ємного методу підрахунку запасів нафти?

2 В чому суть об’ємно-статистичного варіанту об’ємного методу підрахунку запасів нафти?

3 В чому суть гектарного варіанту об’ємного методу підрахунку запасів нафти?

4 В чому суть об’ємно-вагового варіанту об’ємного методу підрахунку запасів нафти?

5 Які підрахункові параметри входять до формули об’ємного методу підрахунку запасів нафти?

6 Як визначається такий підрахунковий параметр, як ефективна нафтонасичена товщина?

7 Як визначається такий підрахунковий параметр, як середня велична відкритої пористості?

8 Що таке коефіцієнт нафтонасиченості і як він визначається при підрахунку запасів нафти?

9 Дайте визначення перерахункового коефіцієнта і як він розраховується?

10 Яка мета побудови схеми обґрунтування положення ВНК?

11 Як визначається площа нафтоносності на підрахунковому плані і як вона обраховується?

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №5