Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ»

Курсовой проект

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

Москва



ВВЕДЕНИЕ

Подсчёт запасов нефтяных и газовых месторождений - важнейшая задача, на основе которой планируют добычу нефти и газа, объём и направление обустройства промыслов и нефтепроводов, а также строительство вспомогательных объектов.

На основе всесторонней изученности месторождений и залежей, пригодности и подготовленности их для промышленного освоения устанавливают принципы подсчёта и учёта запасов нефти и газа. При подсчёте основных продуктов добычи (нефть, газ, конденсат) обязательному учёту подлежат сопутствующие ему компоненты (гелий, сероводород).

Запасы нефти и газа подсчитывают по каждой залежи отдельно и по месторождению в целом при условиях, приведённых к стандартным (0,1 МПа при 20°С). Качество нефти, газа и конденсата оценивают в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учётом технологии добычи и переработки нефти



1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЮЖНО-ХЛЬЧУЮСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Хыльчуюское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа в 120 км северо-восточнее г. Нарьян-Мара, административного центра округа, и в 80 км к северо-западу от п. Харьягинский. нефть газ месторождение геологический

Непосредственно на территории рассматриваемой площади населенных пунктов не имеется, коренное население не проживает. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нарьян-Мар, расположенный на правом берегу р. Печора. Здесь имеется морской и речной порт, аэропорт, производственно-технические базы, а также предприятия строительной индустрии и транспорта.

Буровые работы на месторождении проводили Хорейверская и Нарьян-Марская нефтегазоразведочные экспедиции ГП «Архангельскгеология», базирующиеся в поселках Качгарт и Искателей г. Нарьян-Мара. Транспортировка грузов осуществляется морским путем на разгрузочный рейд Дресвянка, расположенный на побережье Баренцева моря на расстоянии 30 км на север от месторождения. В зимний период времени транспортировка грузов осуществляется из г. Нарьян-Мар на расстояние 210 км и от пос. Харьяга на расстояние 180 км. Для доставки срочных грузов и обслуживающего персонала используются вертолеты.

В районе месторождения, так же как в границах всего Ненецкого автономного округа, отсутствуют железные дороги. Доставка грузов на площадь работ по суше возможна главным образом в зимний период с использованием временных зимних дорог (зимники). Ближайшей железнодорожной станцией в 240 км к юго-востоку от месторождения является ст. Усинск в Республике Коми.

Нефть, добываемая на месторождении, транспортируется по нефтепроводу диаметром 530 мм протяженностью 161,5 км до Варандейского нефтяного отгрузочного терминала мощностью 12 млн т. в год, расположенного на берегу Баренцева моря.

На территории месторождения выявлены и разведаны строительные материалы в виде песчаного грунта и пылеватого песка в пределах 4 месторождений (Роща-1, Ярейтарка-I, II, III), которые используются в процессе обустройства месторождения, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

1.2 Геологическое строение месторождения и залежей

Геологический разрез Южно-Хыльчуюского месторождения представлен кайнозойскими, мезозойскими и палеозойскими отложениями осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами рифейского фундамента, которые в пределах месторождения не вскрыты.

Палеозойская группа (Pz). В составе палеозойской группы выделены девонские, каменноугольные, пермские отложения.

Вскрытая часть верхнедевонских отложений представлена известняками, с подчиненными прослоями аргиллитов, алевролитов и мергелей.

Каменноугольные и пермские отложения сложены преимущественно карбонатными породами, за исключением терригенной толщи в визейском, сульфатных образований в серпуховском ярусах нижнего карбона, терригенно-карбонатных пород артинского яруса и терригенных - кунгура и верхней перми.

Толщина палеозойских отложений в среднем составляет - 2100 м.

Мезозойская группа (Mz). Включает отложения триасовой, юрской и меловой систем.

Триасовая система (T). Триасовые отложения в составе нижнего, среднего и верхнего отделов представлены терригенными отложениями континентального генезиса, со стратиграфическим несогласием перекрывающими верхнепермские образования. Толщина триасовых отложений изменяется от 760 до 1015 м.

Юрская система (J). Включает нерасчлененные отложения среднего и верхнего отделов, с перерывом залегающих на размытой поверхности верхнего триаса. Толщина юрских отложений 335 - 380 м.

Меловая система (К). Представлена терригенными отложениями нижнего отдела, которые со стратиграфическим несогласием перекрывают верхнеюрский комплекс. Толщина меловых отложений достигает 280 м.

Кайнозойская группа (Kz). Включает отложения четвертичной системы.

Четвертичная система (Q). Со стратиграфическим несогласием залегает на отложениях нижнего мела и представлена неравномерным переслаиванием суглинков, супесей, глин темно-серых, песков плохо отсортированных, местами переходящими в песчаники с прослоями угля, Весь разрез четвертичных отложений толщиной 154 - 215 м полностью проморожен.

В тектоническом отношении Южно-Хыльчуюское месторождение расположено в пределах Ярейюского вала, приуроченного к северной части Колвинского мегавала - крупной клиновытянутой структуры, разделяющей Печоро-Колвинский авлакоген от Хорейверской впадины.

Колвинский мегавал протягивается на 360 км в северо-западном направлении от гряды Чернышева на юго-востоке до побережья Баренцева моря, на северо-западе, имея ширину 30-55 км. По материалам геофизических исследований в шельфовой зоне Баренцева моря прослежено продолжение Колвинского мегавала на расстояние 150 - 170 км, примерно, до широты острова Колгуев.

В разрезе мегавала выделяются два структурных этажа: нижний, включающий архей, раннепротерозойские отложения и рифей-вендский складчатый фундамент, и верхний, объединяющий палеозойско-мезозойский осадочный чехол

Между породами фундамента и вышележащими отложениями чехла установлено угловое несогласие.

Структурные этажи имеют разную историю геологического развития, определившую, резкие различия структурных планов поверхности фундамента и пермских карбонатов, нередко имеющих зеркальное отображение, характерное для структур Печорской синеклизы, что предполагает раздельное рассмотрение тектоники каждого этажа.

Нижний структурный этаж по поверхности фундамента и нижнепалеозойским отложениям район работ находится в пределах Колвинского мегавала, которому по нижнему структурному этажу соответствует крупный узкий линейный мегаблок, ограниченный системами высокоамплитудных региональных разломов. Этот мегаблок субмеридионального простирания разбит серией субширотных разломов на ряд блоков более низкого порядка, образующих систему выступов и впадин.

Система разновысоких блоков с резко дифференцированной глубиной залегания фундамента, предопределила разломно-блоковое строение Печоро-Колвинского авлакогена и Колвинского мегавала в частности. Глубины залегания фундамента в пределах Колвинского мегаблока колеблются в широких пределах от 3,4 - 4,2 км на Возейском выступе до 8,5 км в Усинско-Колвинском и 9 км в Харьягинском прогибах.

В пределах Колвинского мегавала фундамент вскрыт только на Возейской площади на глубине 4386 м (скв. 51) и в скв. 90 на глубине 3560 м. По определениям абсолютного возраста возраст фундамента определяется как верхне-протерозойский-вендский, хотя некоторые исследователи считают его венд-нижнекембрийским.

Формирование структуры верхнего структурного этажа сопровождалось последовательной сменой тектонических режимов, отмечавшейся в разрезе осадочного чехла структурными ярусами и разделяющими их угловыми и стратиграфическими несогласиями. В пределах верхнего структурного этажа Тимано-Печорской эпибайкальской плиты выделяются три структурных яруса: ордовикско-нижнедевонский; среднедевонско-триасовый и юрско-четвертичный, разделенные между собой региональными перерывами и соответствующие каледонскому, герцинскому и альпийскому этапам тектогенеза Уральской геосинклинали.

За время перерывов в осадконакоплении, а также подъемов и опусканий в позднепалеозойскую эпоху, происходила существенная перестройка структурных планов изучаемой территории.

На поверхности нижнего структурного подэтажа со значительным стратиграфическим несогласием залегают породы среднего структурного подэтажа, соответствующие герцинскому этапу тектогенеза.

По поверхности нижнепермских карбонатов, входящей в состав среднего структурного подэтажа Южно-Хыльчуюская площадь приурочена к одноименной структуре, расположенной на Ярейюском валу, выделяемом в северной части Колвинского мегавала.

По среднему структурному подэтажу Колвинский мегавал представляет собой линейную структуру I порядка северо-западного простирания протяженностью около 450 км при ширине до 30 - 35 км. С запада к Колвинскому мегавалу примыкает Денисовский прогиб. С востока он граничит с Хорейверской впадиной.

Колвинский мегавал имеет асимметричное строение и характеризуется значительным погружением в северо-западном направлении, что отличает практически все крупные положительные линейные структуры Печоро-Колвинского авлакогена. В северной части мегавала наибольшей крутизной отличается западный склон, а в центральной и южной - восточный.

На западе Колвинский мегавал ограничен Усть-Печорской и Верхнелайской депрессиями, отделяющими его от Лайского и Лодминского валов Денисовского прогиба. В районе Ярейюского поднятия депрессии разделены узкой седловиной, при этом их наиболее погруженные участки тяготеют к западному крылу мегавала.

С востока Колвинский мегавал по системе кулисообразно расположенных флексурно-разломных зон (ФРЗ) сочленяется с Хорейверской впадиной, крупной структурой I порядка. Эта система ФРЗ прослеживаемая в верхнепермско-мезозойских отложениях в виде флексур, которым в нижнепермско-ордовикской части осадочного чехла и фундамента соответствует система разломов, известная под названием Восточно-Колвинского глубинного разлома, разграничивающего крупные Денисовский и Большеземельский мегаблоки фундамента.

Максимальная амплитуда Колвинского мегавала отмечается на юге региона в пределах Усинского вала, где по карбонатным отложениям нижней перми она превышает 1000 м и постепенно снижается в северном направлении: до 700 м на Возейской структуре, 500 м на Харьягинской и 400 м в районе Яреюского вала.

Колвинский мегавал сформировался на месте палеопрогиба и в современном структурном плане представляет собой систему кулисообразно расположенных крупных брахиантиклинальных структур.

В границах мегавала по среднему структурному подэтажу с юга на север выделяются кулисообразно расположенные Усинский, Возейский и Ярейюский приподнятые блоки, а также разделяющие их опущенные блоки Усино-Колвинский, Харьягинский и Хыльчуюский. Кулисообразное расположение блоков определяется Западно-Колвинской и Восточно-Колвинской системами разломов, причем если на юге и в центральной части мегавала наиболее выраженной является Восточно-Колвинская система, то на севере - Западно-Колвинская.

Формирование структур II порядка, определяющих структурный облик мегавала начали формироваться с раннепермского времени, в процессе общего поднятия территории, объединившего разнородные тектонические элементы в единую положительную структуру.

Крупные валоподобные поднятия осложнены структурами более низких порядков, конфигурация которых по различным маркирующим горизонтам осадочного чехла может не совпадать.

По верхнему структурному подэтажу восточный борт Колвинского мегавала сопряжен с Чернореченской и Сынянырдской депрессиями Хорейверской впадины и его асимметричное строение мегавала сохраняется, поскольку толщина мезозойских терригенных отложений значительно увеличивается на крыльях и в северном направлении.

По верхнепермским и мезозойским терригенным отложениям, мощность которых существенно увеличивается с юга на север и на крыльях в сторону обрамляющих впадин, амплитуда Колвинского мегавала существенно уменьшается, но асимметричное строение его в целом сохраняется. По более глубоким маркирующим горизонтам (в девонских и ордовикских отложениях) строение Колвинского мегавала усложняется, что связано с резким различием истории геологического развития связанных с ними отдельных структур.

Строение осадочного чехла Колвинского мегавала отмечается особенной сложностью и своеобразием, обусловленным историей развития разломно-блоковой структуры фундамента, предопределившее резкое несоответствие структурных планов, по различным маркирующим горизонтам и структурным подэтажам осадочного чехла.

В пределах Колвинского мегавала можно выделить унаследованные локальные структуры, образовавшиеся над выступами фундамента, и инверсионные, сформировавшиеся над опущенными блоками фундамента, что также характерно и для других крупных линейных структур Печоро-Колвинского авлакогена.

Унаследованными, конседиментационными структурами являются Возейская и Ярейюская, отличающиеся резким увеличением амплитуды с глубиной и сокращенным разрезом доманиковых отложений, вплоть до полного их выпадения из разреза.

К бескорневым структурам инверсионного типа относятся Харьягинская и Усинская, сформировавшимся над впадинами фундамента в результате частной инверсии тектонических движений на этих территориях.

Для инверсионных образований, к которым относится и Южно-Хыльчуюская структура характерно обратное соотношение структурных планов нижнего и верхнего структурных этажей, а также наиболее полные разрезы нижней части осадочного чехла.

В разрезе газонефтяного Южно-Хыльчуюского месторождения выявлены и разведаны залежи УВ в пяти горизонтах:

- залежь нефти в карбонатных отложениях верхнего-среднего карбона (пласт С₂₊₃);

- залежь нефти в карбонатных отложениях в ассель-сакмарского яруса нижней перми (пласт P₁a+s);

- залежь нефти в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми (пласт P₁k₂);

- залежь нефти с газовой шапкой в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми (пласт P₁k);

- две залежи газа в терригенных отложениях уфимского яруса верхней перми (пласты Р₂VI и Р₂VII).



2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

2.1 Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

Согласно Временной классификации запасов месторождений, перспек тивных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов запасы нефти, газа, кон денсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С₁ и предварительно оцененные - категория С₂.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С₃, прогнозные локализованные - категория Д_1л и прогнозные - категории Д₁ и Д₂.

Категория А - запасы залежи (её части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия её разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А подсчитываются по залежи (её части), разбуренной в соответствии с утверждённым проектом разработки месторождения нефти или газа.

Категория В - запасы залежи (её части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и кон денсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия её разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (её части), разбуренной в соответствии с утверждённой технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория C₁ - запасы залежи (её части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидро геологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории C₁ подсчитываются по результатам геологоразве дочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория C₂ - запасы залежи (её части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

- в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

- в неопробованных залежах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учётом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С₂ используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С₂ частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Категория С₃ - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания предполагаемой залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Категория Д_1л - прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учётом плотности прогнозных ресурсов категории Д₁ и установленной площади выявленного объекта.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С₃.

Категория Д₁ - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д₁ производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д₂ - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых ещё не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.



2.2 Подсчет запасов нефти

Для подсчёта запасов нефти используют следующие методы: объёмный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объёмный метод. Его можно использовать при подсчёте запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи

2.2.1 Объёмный метод

Объёмный метод подсчёта запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчёта и условиях залегания нефти в них.

При подсчёте запасов нефти объёмным методом используют формулу:

,

где - извлекаемые запасы нефти, т;

- площадь нефтеносности, м²;

- эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

- коэффициент открытой пористости;

- коэффициент нефтенасыщенности;

- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

- пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти:



где - объемный коэффициент пластовой нефти;

- коэффициент нефтеотдачи.

Параметры собственно объёмного метода определяются на основании тщательного изучения комплекса данных по поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам, включающего материалы промыслово-геофизических методов, лабораторные исследования кернов, нефтей и вод и результаты промысловых исследований в процессе опробования и испытания продуктивных горизонтов.

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчётных планах продуктивного объекта (пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение водонефтяного контакта (ВНК) по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты поинтервального опробования. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная толщина h определяется на основе данных анализа кернов (только при 100% выносе), электрического и радиоактивного каротажа, а также материалов опробования скважин, позволяющих установить водонефтяной контакт.

По имеющемуся керновому материалу трудно определить действительную толщину пласта, особенно если коллектор представлен толщей чередующихся тонких прослоев песчаников, песков, глин, так как вынос керна сильно колеблется и обычно не превышает 50-60%.

На практике повсеместно для выделения коллекторов используется комплекс качественных (прямых и косвенных) признаков. Прямые качественные признаки являются наиболее надёжным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. К таким признакам относятся:

- сужение диаметра скважин, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;

- радиальный градиент сопротивления, измеренный зондами с разной глубинностью исследований;

- изменение показаний методов геофизических исследований скважин (ГИС), выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения.

Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим ёмкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:

- аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательное, если удельное сопротивление промывочной жидкости больше сопротивления пластовой воды, и положительные при их обратном соотношении);

- низкие показания на кривой гамма-каротажа;

- показания ядерно-магнитного каротажа, превышающие фоновые;

- затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже.

В общем случае выделение коллекторов по качественным признакам следует проводить по совокупности прямых признаков, указывающих на наличие проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты, с использованием косвенных качественных признаков.

Наиболее точные определения нефтенасыщенной толщины получаются при использовании комплексных наблюдений (изучение керна, данные испытания скважин, электро- и радиоактивный каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине (состояние забоя, интервал прострела дыр и др.).

Среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину следует рассчитывать как среднюю арифметически взвешенную по площади величину по карте эффективных нефтенасыщенных толщин.

Коэффициент открытой пористости k_п определяется на основании изучения керна, отобранного в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта необходимы данные по площади распространения и по мощности. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются часто неисследованными. Поэтому для определения пористости используют промыслово-геофизические методы исследования. Последние не позволяют непосредственно установить величину пористости, но оценивают величины геофизических параметров, которые связаны корреляционными зависимостями с коллекторскими свойствами пород и, в частности, с их пористостью, определённой по керну.

Петрофизической основой определения коэффициентов пористости по материалам ГИС служат корреляционные парные или многомерные зависимости типа «керн-ГИС» и «керн-керн» между k_п и различными геофизическими характеристиками. Их устанавливают для выделенных в изучаемом объекте литотипов пород с тем, чтобы максимально учесть состав веществ, образующих минеральный скелет породы, тип и распределение глинистых частиц, тип и объёмы цементов, влияние межзерновой, каверновой и трещинной ёмкости и порозаполняющих флюидов - воды, нефти и газа.

Для определения пористости предпочтительно использование петрофизических связей типа «керн-ГИС». При их отсутствии используются связи типа «керн-керн». Широко также используются различные интерпретационные модели (уравнения), константы которых (минералогическая плотность, интервальное время скелета, содержание химически связанной воды в глине и др.) должны быть обоснованы по результатам исследования керна.

Коэффициент нефтеотдачи k_н (коэффициент извлечения нефти) является важнейшим подсчётным параметром при оценке извлекаемых запасов и зависит от ряда геолого-физических и технологических факторов. Он определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. На величину коэфициента извлечения нефти оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия - природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е. с объёмом имеющейся информации, а также с осо бенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на ста дии оценки, когда данных ещё недостаточно, расчёт коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчёте запасов нефти после завершения разведки и при пересчёте запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу состав ляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учётом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор опти мального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчётов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разра ботки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэф фициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учё том замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных за лежах рассчитываются гидродинамическими методами с учётом одномерных моделей фильтрации на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, - на стадиях разра ботки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением за воднения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конеч ного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, её извлекаемые за пасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчёта запасов. В этом случае утверждённый коэффициент извлечения нефти уточняется в соответст вии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отноше нию их величины к начальным балансовым запасам.

2.2.2 Метод материального баланса

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчёт извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворённым) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние её периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и др.). Есть и другие обстоятельства (например воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

2.2.3 Статистический метод

Статистический метод заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчётным путём определяют извлекаемые запасы залежи.

Основным недостатком метода является то, что построение кривых ведётся на основе прошлого, и для расчёта добычи в будущем приходится экстраполировать кривые, перенося тем самым автоматически на будущее дефекты прошлой эксплуатации. Кроме того, при экстраполяции кривых обычно не учитываются методы рационализации эксплуатации скважин в настоящем или будущем по сравнению с прошлым.

Применение данного метода возможно после достаточно длительной разработки. Статистический метод даёт гораздо более достоверные результаты при подсчёте запасов нефти, чем метод материального баланса, поскольку необходимые для расчёта показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.



2.2.4 Выбор метода подсчёта запасов нефти

Основными критериями выбора метода подсчёта запасов нефти являются режим залежи и степень её изученности (разведанности). В зависимости от режима работы залежи выбор метода подсчёта обусловливается следующим:

- при водонапорном режиме возможно применение объёмного и статистического методов;

- при упруго-водонапорном и смешанных режимах - объёмного и метода материального баланса;

- при режимах газовой шапки и растворённого газа - всех трёх методов;

- при гравитационном режиме - объёмного и статистического методов.

Следовательно, наиболее универсален объёмный метод, который на лю бой стадии изученности залежей включает в себя три этапа последовательных работ:

- детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;

- выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и на сыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом эта пе в каждой скважине выделяются эффективные и эффективные нефте-(газо-) насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойст ва пластовых пересечений, нефте-(газо-)насыщенность, отметки контактов, па раметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура;

- построение статической модели и подсчёт запасов в соответствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование отметок контактов залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчётных объектов и их геометризация, выбор варианта объёмного метода и обоснование параметров подсчёта; обоснование границ категорий запасов и со ставление подсчётного плана, подсчёт геологических запасов по каждому под-счётному объекту и залежи в целом.

2.2.5 Расчет запасов нефти Южно-Хыльчуюского месторождения

Для расчета запасов нефти для Южно-Хыльчуюского месторождения принимаем объемный метод в виду его универсальности и, основываясь на имеющихся геолого-промысловых данных. Расчет запасов произведем для каждой из залежей, а потом просуммируем результаты.

Исходные данные получены в результате полевых исследования на месторождении, лабораторных исследований, а также результатов их обработки.

2.3 Подсчет запасов газа

В связи с тем, что условия залегания и разработка газовых месторождений и месторождений нефти с газовой шапкой и растворённым в нефти газом различны, для них применяют различные методы подсчёта запасов углеводородов, и запасы подсчитывают и учитывают отдельно. При подсчете запасов газа различают свободный газ, т. е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворённый в нефти (попутный газ).

2.3.1 Объёмный метод

Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа, так же как при подсчёте запасов в нефтяных залежах, сводится к определению объёма пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объём газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры. Формула подсчёта запасов газа объёмным методом выглядит следующим образом:



,

где - начальные запасы газа (в стандартных условиях р_ст = 0,1 МПа, T_ст = 293 К);

- площадь в пределах контура газоносности, м²;

- эффективная газонасыщенная толщина, м;

- коэффициент открытой пористости;

- поправка на температуру для приведения объёма газа к стандартной температуре;

- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

- среднее остаточное давление в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 МПа, МПа;

- поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений и .

Пластовое давление в газовых скважинах определяется на основании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учётом силы тяжести столба газа.

Площадь газоносности, среднюю мощность пористой части пласта и средний коэффициент пористости определяют так же, как при подсчёте запасов нефти объёмным методом. Следует лишь иметь в виду, что поверхность контакта газ - вода обычно горизонтальная, границы её по кровле и подошве, как правило, следуют изогипсам подземного рельефа газоносного пласта.

Отклонение углеводородных газов от законов составления идеальных газов может быть определено по данным об отклонениях отдельных компонентов газовой смеси. Исследования показали, что отклонения тем больше, чем выше молекулярная масса газа; при повышении температуры они уменьшаются.

Коэффициент газонасыщенности характеризует долю объёма открытых пор породы, занятых свободным газом в термобарических условиях пласта. Коэффициент газонасыщенности породы количественно оценивают по её водонасыщенности исходя из баланса несмешивающихся флюидов в порах породы. При продвижении вод и обводнении пласта наблюдается остаточная газонасыщенность, соответствующая количеству неподвижного газа (защемлён ного в порах, разобщённого). Коэффициент газонасыщенности определяют в скважинах: по материалам промыслово-геофизических исследований (в основном по данным электрического каротажа) с привлечением сведений о петрофизических свойствах пород; по данным детальной газометрии в процессе бурения скважины с приведением к условиям залегания; на керне -исследованием равновесных и остаточной водонасыщенностей.

2.3.2 Метод подсчёта запасов по падению пластового давления

Метод подсчёта запасов по падению пластового давления применяют для пластов, в которых первоначальный объём пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. Следовательно, в случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при неэффективном водонапорном режиме (при большом поступлении воды в пласт) его всё же можно использовать.

Формула подсчёта запасов свободного газа по падению давления основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого при падении давления на 0,1 МПа, во все периоды разработки газовой залежи.

Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи добыто Q₁ объёмов газа и давление в залежи составляло p₁, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q₂ объёмов газа и давление в залежи равнялось p₂, то за период разработки от первой до второй даты на 0,1 МПа падения давления добыча газа составила:

Если исходить из того, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины р_к будет добываться то же количество газа на 0,1 МПа снижения давления, получим следующую формулу для подсчёта остаточных извлекаемых запасов газа на вторую дату по методу падения давления с учётом поправок на отклонение от законов состояния идеальных газов а₁ и а₂ (соответственно для давлений p₁ и p₂):

Данный метод не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучёт мощности и вообще объёмной характеристики пласта приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление по пласту значительно меняется. Рассмотренный метод пригоден для единой залежи газа, не разбитой на отдельные самостоятельные участки.

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



Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объёмным методом. Метод расчёта по падению давления требует систематического изучения давлений на устье скважин (при их закрытии хотя бы на короткий срок) и лабораторных исследований с целью установления отклонений углеводородного газа от закона Бойля - Мариотта.

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

где П - потенциальное содержание конденсата.

При проведении пробной эксплуатации скважин в целях подсчёта запасов газа методом падения давления необходимо вести особо тщательные наблюдения за поведением рабочего и статического давлений газа в работающих скважинах, статического давления в наблюдательных и статического уровня воды в пьезометрических скважинах.

2.3.3 Подсчёт запасов газа, растворённого в нефти

Геологические запасы газа, растворённого в нефти, рассчитывают по формуле:

где - балансовые запасы газа, м³, и нефти, т;

Г₀ - содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м³/т.

Величина извлекаемых запасов газа, растворённого 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, растворённого в нефти, подсчитывают по упрощённой формуле:

где Г - газовый фактор, м³/т, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа; - извлекаемые запасы нефти, т;

- извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти, м³.

2.3.4 Выбор метода подсчёта запасов газа

Метод подсчёта запасов газа определяется степенью разведанности залежи и её режимом работы.

Объёмный метод подсчёта запасов применяется на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению давления необходимо иметь данные опробования скважин. Продолжительность пробной эксплуатации в каждом конктретном случае устанавливают с учётом возможности получения в намечаемые сроки достоверных исходных данных, обосновывающих подсчёт запасов по методу падения давления.

При этом должны быть получены:

- точные данные о количестве газа, извлечённого за определённые периоды времени;

- все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;

- обоснованные величины среднего пластового давления на дату подсчёта;

- сведения о режиме работы залежи.

Объёмный метод применяется при любом режиме работы пласта, а метод по падению давления - при газовом режиме (режиме растворённого газа). Возможность использования метода подсчёта запасов газа по падению давления определяется расчётом количества полученного из залежи газа на 0,1 МПа падения давления в разные периоды разработки. Если количество газа, полученное на 0,1 МПа падения давления, в один интервал разработки равно количеству газа, полученному за другой период разработки, то можно применить метод по падению пластового давления.

2.3.5 Подсчет запасов газа Южно-Хыльчуюского месторождения

Для Южно-Хыльчуюского месторождения рассчитаем запасы газа, растворенного в нефти по подсчитанным ранее запасам извлекаемой нефти и полученным в результате исследований значениям газосодержания в нефти. Также газ на месторождении присутствует в свободной форме в газовой шапке и газовых пластах.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте приведена краткая характеристика Южно-хыльчуюского месторождения, приведена классификация запасов нефти и газа. Также рассмотрены существующие методы подсчета запасов нефти и газа, их преимущества и недостатки.

В результате подсчета запасов нефти и газа Южно-Хыльчуюского месторождения получены следующие результаты в целом по месторождению:

- запасы нефти геологические - 145,7 млн. т.;

- запасы нефти извлекаемые - 58,6 млн. т.;

- запасы растворенного газа геологические - 16,0 млрд. м³;

- запасы растворенного газа извлекаемые - 6,4 млрд. м³;

- запасы свободного газа - 0,8 млрд. м³.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Кузнецов, Д. В. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа [Текст]: учеб. пособие /Д. В. Кузнецов, В. Е. Кулешов, А. С. Могутов. - Ухта : УГТУ, 2013. - 112 с.

2 Методические рекомендации но подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсильс, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ "Твсрьгсофизика", 2003.

3 Задание на проектирование разработки Южно-Хыльчуюского месторождения.

Размещено на Allbest.ru

...