Новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих     газоресурсов
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

 

Классификация запасов и ресурсов Общества инженеров-нефтяников (SPE), Мирового нефтяного конгресса (WPC) и Американского общества нефтяников-геологов (AAPG)

 

 

Сопоставление категорий запасов и ресурсов нефти и горючих газов классификаций Российской Федерации и классификации SPE\WPC\AAPG (Габриэлянц, 2003)

 

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Методы посчета запасов нефти

Выбор методов подсчета запасов нефти зависит от качества и количества подсчетных параметров, степени изученности месторождения, режима работы залежи, объекта подсчета (конденсат, нефть).

Среди возможных методов подсчета запасов нефти объемный метод является основным - универсальным - применим в контурах залежи нефти любой категории разведанности, при любом ее режиме работы. Другие методы - статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода: объемно-весовой и объемно-статистический и т.п., применимы лишь в отдельных случаях с определенными ограничениями.

 

Объемный метод

Метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.

 

Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:

Qo = F х Н х k по х k н х Θ х ρ,

где Q0 - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;

F - площадь нефтеносности, м2;

Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

kп - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);

kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);

Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный      нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.

Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:

Q извл = Q 0 х Кизвл ,

где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;

Кизвл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи(Кн). Кизвл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Кизвл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.

 

 

Объемно-статистический метод

 

Метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности и извлечения нефти, полученных на выработанных залежах.

В его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров:

 

X = kн1 x ή1 = Q / (F х  h1 х kп х ρ1 х Θ1),

 

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

   F – площадь нефтеносности, м2;

   h1 – эффективность мощность нефтенасыщенной части пласта, м;

   kп – коэффициент открытой пористости, доли единицы;

   kн1 –коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;

   ρ1- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

   Θ1 – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной

           нефти занимает в пластовых условиях;

    ή1 – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.

 

Данный метод можно применять как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Наибольшие трудности на новых залежах вызывает определение kн, ή и F. Эти параметры устанавливают по аналогии с параметрами на старых месторождениях, находящихся в сходных геологических условиях.

Формула по новой залежи имеет следующий вид:

 

Q = F х h х kп  х ρ х Θ х X

 

Запасы нефти, подсчитанные этим методом, относятся только к категориям С1 и С2.

 

 

Методы подсчета запасов газа

 

Условия формирования, залегания и разработка газовых месторождений, нефтяных месторождений с газовой шапкой и месторождений нефти с растворенным в нефти газом различны. Соответственно запасы газа подсчитываются различными методами и учитываются отдельно.

 

 

Объемный метод

 

Сущность метода сводится к определению объема пустотного пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и газовой шапки. Объем газа в залежи в силу физико-химических свойств газа зависит от пластовых давлений и температуры.

 

Формула подсчета запасов газа объемным методом выглядит следующим образом:

 

V = F x h x kп x kг x [ρ0 : (z0 x ρат)] x f ,

 

Где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям -

              давлению и температуре (ρст = 0.1 МПа и Тст = 293 К), млн. м3;

        F – площадь газоносности, м2;

        h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м;

        kп- коэффициент открытой пористости, доли единицы;

        kг- коэффициент газонасыщенности, доли единицы;

        f - поправка на температуру для приведения объема газа к       

              стандартной температуре (f = Тст : Тпл = 293 К : (273 К + tпл);

        ρ0- начальное пластовое давление в залежи, МПа;

        ρат- атмосферное давление, МПа;

        z0 – коэффициент сжимаемости газа.

 

Произведение Fhkпkг соответствует объему газа в залежи при атмосферном давлении. Объем газа в залежи зависит от пластового давления ρ0 и коэффициента сжимаемости газа z0, которые устанавливают по промысловым ρ0 и лабораторным z0 данным.

Коэффициент извлечения газа зависит от многих факторов (режима разработки, наличия конденсата, конечного давления в залежи, неоднородности пласта и т.п.) и должен определяться для каждого конкретного случая. В зависимости от условий Кизвл = 0.65 – 0.95.

 

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления

 

Метод основан на данных изменения пластовых давлений в результате отбора газа за время между двумя наблюдениями, т.е. на использовании постоянной во времени зависимости между отбором газа и падением пластового давления. При отсутствии подошвенных и краевых вод:

V оп = V доб х {(ρ2 х α2) : [(ρ1 х α1) – (ρ2 х α2)] ,

 

 

где Vоп - запасы газа в пласте, м3;

   Vдоб- объем газа, добытый в период между наблюдениями, м3;

   ρ1, ρ2 – пластовые давления соответственно на дату первого и второго

            замеров, Па;

    α1, α2 – коэффициенты отклонения от закона Бойля-Мариотта при

            замеренных давлениях.

 

Метод требует тщательных замеров ρпл и Vдоб в процессе эксплуатации. Недоучет объема залежи, особенно разбитости ее на отдельные экранированные блоки, активности краевых вод может привести к большим погрешностям.

 

Дата: 2018-12-21, просмотров: 462.