Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Кафедра геологии

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Промысловая геология нефти и газа»

на тему: «Подсчет запасов нефти и попутного газа»



Введение

Залежи таких природных ископаемых, как нефть и газ, находятся на значительной глубине в недрах Земли. Поэтому узнать их точное количество достаточно трудно. Однако существует несколько способов, чтобы провести подсчет запасов нефти и газа. Результат таких действий зависит от качества и размеров первоначальных данных и от принятых методик вычисления. Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для планирования направлений капитального строительства на каждом нефтяном промысле. Процесс изучения залежи идёт непрерывно с момента её открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, осуществляется и пересчёт запасов, для нефтяных залежей чаще других применяется объёмный метод. Чем ниже стадия изученности залежи или проще её строение, тем проще модель и применяемый вариант объёмного метода.

Объектом подсчета запасов является залежь (части залежей) нефти и горючих газов с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Объектом оценки ресурсов являются скопления нефти, горючих газов в нефтегазоносных комплексах, горизонтах и ловушках, наличие которых в недрах прогнозируется по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.

Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: A (достоверные), В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые).

Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин.

Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа.

Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи.

Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов.

Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные).

Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов.

Подготовленные ресурсы категории D0 отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

tNavigator, разработанный компанией Rock Flow Dynamics -- это высокопроизводительный программный комплекс для создания и расчёта моделей нефтегазовых месторождений от интерпретации сейсмических данных до поверхностной сети сбора продукции.

В основе данного программного комплекса заложены самые современные научные разработки, которые позволяют максимально эффективно использовать многопроцессорную вычислительную технику с современной архитектурой. За счет этого удается демонстрировать производительность расчетов, еще несколько лет назад считавшуюся недостижимой.

Модуль Дизайнер Геологии ПО tNavigator позволяет по исходным данным построить геологическую модель. Модуль обладает всеми базовыми инструментами, необходимыми для моделирования, начиная от интерпретации данных ГИС и сейсмических данных и до создания полноценной геологической модели, пригодной для подсчёта запасов или выполнения гидродинамических расчётов.

Дизайнер Геологии включает продвинутые инструменты визуализации, интерпретации и анализа сейсмических данных, в модуле можно выполнять моделирование всех типов геологических объектов, учитывать все особенности месторождения при построении 3D сетки.



1. Литология и стратиграфия

1.1 Стратиграфия

Система: Девон;

Отдел: Верхний Девон (D3);

Ярус: Франский (fr);

Подъярус: Нижнефранский (fr1);

Горизонт: Пашийский;

Пласт: Д1 А

1.2 Литология

Литологический состав изучен по результатам интерпретации стандартного электрокаротажа, включающего диаграмму ПС (самопроизвольная поляризация), KС (кажущееся сопротивление) и кавернограмм (ДС).

ПС- Каротаж потенциала собственной поляризации, один из самых распространенных электрических методов геофизических исследований скважин, основанный на изучении естественных электрических полей(мВ). Пески, песчаники отличаются минимумом значений ПС. Глины, плотные непроницаемые породы характеризуются максимальные значения.

КС наряду с каротажем ПС распространенный электрический метод геофизических исследований скважин, только основан на изучении не естественных, а искусственных электрических полей. Метод показывает кажущееся удельное сопротивление пластов (Омм - ом*метр). Пластам насыщенным водой присущи низкие сопротивления. Нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты-коллектора характеризуются высокими значениями кажущегося удельного сопротивлениями.

Каротаж ДС основан на определении диаметра скважины и для оценки отклонения диаметра от номинального диаметра (диаметра долота при бурении). Используемый метод - кавернометрия. На интервале песчаных пород с высокой проницаемостью диаметр скважины уменьшается на толщину глинистой корки. В глинистых породах вследствие их осыпания наблюдается увеличение диаметра скважины, в плотных породах диаметр скважины соответствует номинальному диаметру долота. Измеряемая величина - диаметр скважины в миллиметрах [мм].

Разведочные скважины - это такие разновидности скважин в разработке нефтяных и газовых месторождений, которые используются для обнаружения насыщенных ценными ископаемыми пластов, а также разведки на предмет состава, перспективности разработки и других важных сведений.

Пробурено 13 разведочных скважин месторождения с целью подготовки выявленной залежи к разработке и изучения ее геологического строения (Приложение 1 и 2).

Репер - пласты или поверхности, которые однозначно выделяются в разрезах скважин по геофизическим данным, керновым и другим материалам. В качестве реперов в данной работе используются пласт известняка толщиной до 2 м, залегающий выше продуктивного пласта - «верхний известняк» и кровля продуктивного пласта.

*Продуктивная часть разреза представлена песчаниками: 3, 6, 11

*Продуктивная часть разреза представлена песчаниками с одним прослоем глины: 2, 4, 7, 10, 12.

*Продуктивная часть разреза представлена песчаниками с двумя прослоями глины:1,9,13.



2. Тектоника

По кровле подсчетного объекта выявлена антиклинальная складка, слабовытянутая в северном направлении (Приложение 3). Минимальное значение кровли пласта-2050,47м в скважине №11, а максимальное значение -2089,9м в скважине №2. Ядро складки расположено в центральной части подсчетного объекта в районе 11,12,13 скважин и оконтуривается стратоизогипсой -2065м.

Классификация складки:

1. По соотношению длины и ширины: изометричная;

2. По положению осевой поверхности: прямая;

3. По характеру крыльев и формы замка: нормальная.

Структурная карта по подошве подсчетного объекта унаследует структуру кровли и представляет собой антиклинальную складку(Приложение 4).Минимальное значение подошвы пласта- 2067,04м в скважине №11, а максимальное значение -2106,34 в скважине №2. Ядро складки также расположено в районе 11,12,13 скважин и оконтуривается стратоизогипсой -2075м.Длина складки составляет 13км, ширина-11,5км.

Классификация складки:

1. По соотношению длины и ширины: изометричная;

2. По положению осевой поверхности: прямая;

3. По характеру крыльев и формы замка: нормальная.

Тип ловушки нефти и газа - структурная, приуроченная к антиклинальной складке.



3. Нефтегазоносность

Наклонный ВНК установлен на отметке -2063.(Приложение 10).Все скважины в пределах залежи:5,6,7,8,9,10,11 расположены в ВНЗ.

Скважины, расположенные в НЗ:12,13.

В ВЗ находятся скважины:1,2,3,4.

Карта эффективной нефтенасыщенной толщины h_эф:

Значения h_эф уменьшается от 17м (скважина5).Зона относительно низких значений оконтуривается изопахитой 8 в куполе складки. В направлении внешнего контура нефтенасыщенности снижается до 0м.

Общая толщина изменяется от 15,05м в скважине 1 до 17,07 м в скважине 5(Приложение5)

ВНК наклонный с абсолютной отметкой изменяющимися от -1360,48 м в скважине 13 до -1361,78м в скважине 6(приложение 7).

Класс залежи-структурный;

Группа-антиклиналей и купалов;

Тип-сводовый;

Вид ловушки -антиклиналей и куполов не нарушенного строения;



4. Подсчетные параметры

литологический нефть газ геологический

К подсчетным параметрам относится: площадь нефтегазоносности, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти и пересчетный коэффициент.

4.1 Площадь нефтеносности F= 97 970 407 м²

4.2 h_эн обоснована как средневзвешенная по площади, так как:

Не выявлены статистические связи с пористостью и нефтенасыщенностью;

Наблюдается большой разброс значений h_эн;

На схеме расположения скважин отмечена неравномерная сетка скважин;

Выявлены неодинаковые по площади участки относительно высоких и относительно низких значений параметра h_эн.

4.3 К_оп обоснована как средневзвешенная по площади, так как:

Выявлены статистические связи нефтенасыщенности с пористостью;

Наблюдается большой разброс значений К_оп;

На схеме расположения скважин отмечена неравномерная сетка скважин;

Выявлены неодинаковые по площади участки относительно высоких т относительно низких значений параметра К_оп.

4.4 К_н обоснована как средневзвешенная по площади, так как:

Выявлены статистические связи нефтенасыщенности с пористостью;

Наблюдается большой разброс значений К_н;

На схеме расположения скважин отмечена неравномерная сетка скважин;

Выявлены неодинаковые по площади участки относительно высоких т относительно низких значений параметра К_н.

4.5 Плотность нефти в пластовых условиях принята с_пл*и=0,94*0,926=0,87т/мі

Где с_пл- плотность нефти в стандартных условиях ; и-пересчетный коэффициент;

4.6 Проектируется коэффициент нефтеизвлечения в кондиционных коллекторах принят n=0,39.

4.7 Газосодержание нефти G= 21 м³/т.

Подсчётными называют параметры, которые необходимо определить для подсчёта запасов нефти и попутного газа объёмным методом.

К подсчётным параметрам относятся площадь нефтеносности (F), эффективная нефтенасыщенная толщина (h_н), коэффициент открытой пористости (), коэффициент нефтенасыщенности (), пересчётный коэффициент (), среднее значение плотности нефти в стандартных условиях

(), объемный коэффициент ().

Ёмкостное свойство породы характеризуются коэффициентом пористости. Различают общую и открытую пористость. Общей пористостью называется отношение суммарного объема пор к полному объёму породы:

При подсчёте запасов учитывается эффективная открытая пористость, которая учитывает все сообщающиеся поры по которым возможна фильтрация флюида. Если поры изолированы, по ним движения флюидов невозможны. Отношение объема связанных между собой пор к объёму всей породы называется открытой (эффективной) пористостью:

В данной работе для определения коэффициента открытой пористости использовалась диаграмма СП. С этой целью была построена синтетическая диаграмма б_сп. На основе ее строилась синтетическая диаграмма пористости и 3D модель открытой пористости (Приложение 11).

Коэффициент открытой пористости определялся из корреляционной зависимости пористости от величины б_сп:

Среднее значение пористости составило при подсчёте запасов - 0,198 дол.ед.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н), величины.

Коэффициент нефтенасыщенности - это отношение объема пор, заполненных нефтью, к общему объему пор породы. Насыщенность определяет, какую часть порового пространства занимает рассматриваемый флюид. Насыщенность является количественной мерой и выражается в долях или процентах от порового объема:

В работе коэффициент нефтенасыщенности определялся из корреляционной зависимости:

Среднее значение к_н при подсчете запасов принято

Под эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта h_н понимают суммарную толщину истинных толщин нефтенасыщенных прослоев - коллекторов, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах нефтенасыщенной части пласта.



5. Обоснование категории

Подсчет запасов был подсчитан объемным методом по формуле:

Q_б=F*h_эн*K_оп*K_н* с*и

Где F-площадь нефтеносности ;

h_эн- средневзвешенное значение h_эн по площади;

K_оп- средневзвешенное значение K_оп по площади;

K_н- средневзвешенное значение K_н по площади;

с*и-плотность нефти в пластовых условиях.

Плотность - один из основных физических параметров и качественных характеристик сырой и товарной нефти. Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций. В тяжелой нефти, наоборот, содержится большое количество высокомолекулярных примесей, таких как смолисто-асфальтеновые вещества, что делает переработку довольно ресурсно-затратной.

Плотность пластовой нефти - это масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема (г/см³; кг/м³):

В соответствии с существующими стандартами плотность нефти и нефтепродуктов принято определять при 20, пользуясь понятием относительной плотности.

Относительная плотность - это отношение плотности нефти (нефтепродукта) к плотности дистиллированной воды при температуре 4



При подсчёте запасов в данной работе среднее значение плотности нефти при стандартных условиях принимался за

Пересчётный коэффициент - величина обратная объёмному коэффициенту и служит для приведения объёма пластовой нефти на поверхности. Пересчётный коэффициент определяется по формуле:

Отсюда ;

Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть называется извлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН). Проектный КИН учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями.

Вычисленные запасы в коллекторах относятся к категории , к разведанным запасам, так как залежь разбурена разведочными скважинами, в некоторых из них получены промышленные притоки нефти, в других скважинах имеются благоприятные геофизические данные. Залежь изучена в степени достаточной для составления первого проектного документа на ее разработку

Разведанные запасы - это та часть ресурсов, которая подробно изучена, оценена как пригодная к извлечению на существующем уровне техники извлечения, но пока не извлекается. Выяснены размеры и характерные формы тел полезного ископаемого, основные особенности условий их залегания и внутреннего строения. Запасы изучены с высокой степенью детализации. Оценена изменчивость полезного ископаемого.



Заключение

Запасы категории С1 (разведанные) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются на залежи или части залежи, на которых может осуществляться пробная эксплуатация отдельных скважин или пробная эксплуатация участка залежи. Залежи изучаются сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими в колонне притоки нефти или газа (отдельные скважины, расположенные рядом с опробованными скважинами, могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).

Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства, гидродинамические характеристики, дебиты скважин, изучены по результатам геолого-промысловых исследований скважин в процессе реализации проектов геологоразведочных работ, пробной эксплуатации отдельных скважин или пробной эксплуатации залежи. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления проектного документа на разработку.

Для открываемых месторождений на акваториях морей в том числе на континентальных шельфах морей РФ - территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также Каспийском и Азовском морях, С1 - относят залежь/часть залежи вскрытой первой поисковой скважиной, в которой получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.

Для отнесения запасов к категории С1 по залежи устанавливаются:

a) положение продуктивного пласта в разрезе и степень выдержанности его по площади

b) литологические особенности продуктивного пласта- вещественный состав, тип коллектора, общая толщина пласта, нефтенасыщенные толщины коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства пород, слагающих пласт, нефтенасыщенность коллекторов продуктивных пластов;

c) коэффициент вытеснения нефти водой (газом) и кривые фазовых проницаемостей;

d) высотное положение флюидальных контактов (или условных уровней подсчета) по данным опробования и с учетом промыслово-геофизических данных;

e) состав и свойства нефти и газа в пластовых и стандартных условиях, а также содержащихся в них попутных полезных компонентов;

f) по данным пробной эксплуатации - начальные и текущие дебиты скважин.

g) Для открываемых месторождений в акваториях морей, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации, в территориальных водах, а также в Каспийском и Азовском морях, в первых поисковых скважинах допускается исследование скважин пластоиспытателями на кабеле;

h) При открытии месторождения и на начальной стадии его оценки, если полученная в первых скважинах информация не позволяет в полном объеме обеспечить выполнения некоторых условий этого пункта, допускается принятие запасов категории С1 с параметрами, принятыми по аналогии.

Запасы в коллекторах отнесены к категории С1 (разведанные), так как определено:

a) Положение продуктивного пласта в разрезе и степень выдержанности по его площади;

b) литологические особенности продуктивного пласта-вещественный состав, тип коллектора, общая толщина пласта (Приложение7), нефтенасыщенные толщины коллекторов (Приложение 11), фильтрационно-емкостные свойства пород, слагающих пласт, нефтенасыщенность коллекторов продуктивных пластов;

c) состав и свойства нефти в пластовых и стандартных условиях;

d) в районе разведочных скважин нефтеносность установлена по результатам испытаний скважин, давшие в колонне промышленные притоки нефти.

Тип месторождения по фазовому состоянию: нефтяной(Н), содержит только нефть, насыщенную растворенным газом.[4]

По величине начальных извлекаемых запасов месторождение относится к крупному.[3]

Геологическое строение простое(однофазное, ненарушенная структура, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-ёмкостных свойств по площади и разрезу).[2]

Классификация нефти по плотности на типы введена ГОСТ Р 51858-2002 “Нефть.Общие технические условия”

По плотности, а при поставке на экспорт- дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов:

-0-особо легкая;

-1-легкая;

-2-средняя;

-3-тяжелая;

-4-битуминозная.[3]

i) 

Список литературы

1. Бурханов Р.Н. Промысловая геология и геохимия: Методические указания по выполнению курсовой работы для бакалавров направления подготовки 21.03.01. «Нефтегазовое дело». Альметьевск: АГНИ, 2017. 76 с.

2. Министерство природных ресурсов и экологии РФ. Приказ от 1 ноября 2013 г. Номер 477 «Об утверждении классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газо».

3. Министерство природных ресурсов и экологии РФ. Расположение от 1 Февраля 2016г. Номер 3 р. Об утверждении методических рекомендаций по применению классификаций запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 0,.11.2013 477

4. Бурханов Р.Н. Промысловая геология и геохимия: Лабораторный практикум по дисциплине «Промысловая геология и геохимия бакалавров направления подготовки 21.03.01. «Нефтегазовое дело» всех форм обучения. Альметьевск: АГНИ, 2017. 72 с.

5. Бурханов Р.Н. Промысловая геология и геохимия: Методические указания по организации самостоятельной работы по дисциплине «Промысловая геология и геохимия бакалавров направления подготовки 21.03.01. «Нефтегазовое дело» всех форм обучения. Альметьевск:АГНИ, 2017. 92 с.

6. Каналин В.Г. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопромысловая геология и гидрогеология: учебное пособие / В. Г. Каналин. 2-е изд. Москва, Вологда: Инфра-Инженерия, 2020. 416 c. https://www.iprbookshop.ru/98389.html.

7. Битнер, А. К. Геология и геохимия нефти и газа: учебное пособие / А. К. Битнер, Е. В. Прокатень. Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2019.428 c. https://www.iprbookshop.ru/100007.html.



Графические приложения

Приложение 1 Схема расположения устьев скважин



Приложение 2 Схема расположения стволов скважин



Приложение 3 Структурная карта по кровле пласта

Приложение 4 Структурная карта по подошве пласта

Приложение 5 Схема детальной корреляции по линии скважин (1-9-13-11-6-3)



Приложение 6 Схема детальной корреляции по линии скважин(4-2-10-13-12-7)



Приложение 7 Карта общей толщины



Приложение 8 Сечение скважин 1-3



Приложение 9 Сечение скважин 2-4



Приложение 10 Карта ВНК



Приложение 11 Карта нефтенасыщенной толщины



Приложение 12 Табличные значения

Площадь, м2	97 970 407
Средняя толщина, м	8,06
Геометрический объём, м3	2 143 632 322
Геометрический объём нефти и газа, м3	789 494 286
Геометрический объём нефти, м3	789 494 286
Чистый объём, м3	2 143 632 322
Поровый объём, м3	357 380 111
Поровый объём, занятый углеводородами, м3	96 714 588
Извлекаемая нефть, баррель	240 683 497
Извлекаемая нефть, т	32 829 229
Газовый объем,м3	689 413 809

Размещено на Allbest.ru

...