Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов
.pdf
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской |
|
толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции |
выделившихсяуглеводородовS1 иS2 (наприбореHAWKS0+S1+S2)(рис.П1.8, |
лиза легких УВ; наличие слоистых разностей пород, где термическое испарение |
П1.9).НекоторыевариациисуммыпиролизуемыхУВподчеркиваютнеоднород- |
проходит быстрее; особенности пород БС разной степени катагенетической |
ность состава БС. |
зрелости. В обломках слабопреобразованных пород (ПК-МК1) после анализа |
|
остается от 0,3 до 0,7% остаточного органического углерода (в составе кокса), |
|
на стадии МК2-3 – 1–2%. На градациях катагенеза МК2 количество Сорг остав- |
|
шегося кокса варьирует от 0,8 до 4,7%. Во всех породах после пиролитических |
|
исследованийвобломкахфиксируютсяследыуглеродаизпиролизуемыхкомпо- |
|
нентов ОВ (0,01–0,03%). |
Рис. П1.8. Соотношение сумм S0 + S1 + S2, мг УВ/г породы в порошке и обломке в разных образцах пород БС
Анализ пород БС разной степени катагенетической преобразованности по- |
Рис. П1.9. Пики S0, S1 и S2 на пирограммах порошка и обломка породы БС из |
казывает различную реакцию изменения пиролитических параметров на размер |
главной зоны нефтеобразования |
пиролизуемых обломков (рис. П1.10). Слабо преобразованное ОВ (протоката- |
|
генез ПКЗ и начало мезакатазенеза МК1) при увеличении объема обломка до |
Снижение параметра S1 при пиролизе кусочков породы по сравнению с по- |
80 мм3 изменяется в 1,5–1,8 раза. Значительный скачок (в 1,5 раза) наблюдается |
рошкомобусловленоуменьшениемплощадиповерхностиисследуемогообразца |
при переходе от порошка к обломку всего лишь в 3 мм3 в высоко-преобразован- |
и сокращением объема микропор, высвобождаемых при дроблении породы |
ной породе (МК2-3), далее выход УВ уменьшается несущественно. Для пород |
в порошок. Пиролитические исследования на кусочках породы и порошке пока- |
на стадии преобразованности МК2 выход легких углеводородов при анализе |
зываютвлияние«эффектамасштаба»,которыйособеннонеобходимоучитывать |
порошка или обломков до 90 мм3 меняется в 2,5–2,7 раза. Выполнена серия экс- |
при оценке извлекаемых запасов. Ввиду отсутствия технической возможности |
периментов с обломками пород, которая контролировалась измерением массы |
с помощью ГРП и тепловых методов полностью измельчить и прогреть породы |
образцов до и после циклов пиролиза и окисления и повторным анализом после |
баженовской свиты, извлечение всего объема микронефти невозможно. Про- |
дробления обломка. Для глинистого образца майкопской серии (ТОС = 7%, S1 = |
веденные исследования приближают к пониманию возможной эффективности |
15 мг УВ/г породы и S2 = 45 мг УВ/г породы) разница между выходами легких |
базовых технологий по стимуляции притоков из классических нефтематерин- |
УВ из порошка и разного размера обломков практически незаметна. |
ских пород на примере баженовской свиты. |
Основываясь на анализ результатов проведенного эксперимента определено, |
Пиролитический эксперимент не учитывает последствия изменений тер- |
что для различных литологических групп пород БС отмечаются вариации пиро- |
мобарических условий БС, которые могут быть обусловлены стимуляцией |
462 |
463 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
и созданием депрессии при разработке, что, в свою очередь, может способствовать формированию дополнительной объемной трещиноватости.
Рис. П1.10. Уменьшение выхода легких УВ (S0 + S1) при увеличении объема консолидированного образца для пород БС из разных скважин
Учет катагенетической зрелости органического вещества баженовской свиты
Важной характеристикой для органического вещества баженовской свиты является степень его преобразованности (катагенетической зрелости), которая указывает на способность баженовской свиты генерировать углеводороды (УВ), количествоужесгенерированныхуглеводородов,сорбированныхнанерастворимоморганическомвеществе(керогене),атакжеприсутствиевпородесвободной нефти для образования залежи. Изменение минерального состава, физических
исвойств пород, химического состава ОВ и его физико-петрографических свойств служат мерой катагенетического преобразования. При протокатагенезе ПК(зонанезрелогокерогена,началогенерацииУВ)ОВпредставленокерогеном
ипродуктами его первоначального разложения – асфальтенами (высокомолекулярными гетероатомными соединениями). На стадиях мезакатагенеза МК1-МК3
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Рис. П1.11. Изменение соотношений абсорбированных углеводородных соединений и продуктов крекинга керогена в органическом веществе баженовской свиты по мере его созревания
464 |
465 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
(зона нефтяного окна) происходит основная генерация УВ нефтяного ряда, пик которой приходится на МК2. Зона образования жирных газов начинается при градации катагенеза МК4-5.
Ввиду отсутствии углистых частиц в баженовской свите невозможно измерение показателя отражательной способности витринита, наиболее точно отражающее термохимический процесс созревания органики. Стандартно оценка степени зрелости проводится по пиролитическому показателю Тмах. Для закрытой системы баженовской свиты одновременное присутствие керогена, сорбированных битумоидов и агломератов легких УВ и парафиново-смолисто- асфальтеновых компонент зачастую усложняет использование параметра Тмах какоднозначногокритериястепеникатагенеза(поразрезускважиныпоказатель Тмах может изменяться в пределах 10–15 °С). Критерием генерации УВ может быть количество выделяемых при пиролизе углеводородов нефтяного ряда, суммы легкой (S1) и тяжелой (∆S2a) нефти (легких УВ, парафинов и смол). Максимальный процент содержания (S1 + ∆S2a) будет соответствовать максимуму нефтегенерации (и градации катагенеза МК2), а формула оценки геологических ресурсов в нефтематеринских/генерирующих породах примет вид: QmΔS2a = F · hобщ · ρп · ΔS2a, что также свидетельствует о серьезном снижении величины результатов, оцениваемых по формуле QmS2 табл. П1.1.
Максимальноеколичествосорбированногогаза(S0)фиксируетсяприпереходеотМК2 кМК3. Сувеличениемзрелостиизменяетсяиструктураорганического вещества (рис. П1.11). В плотном незрелом керогене при нефтеобразовании начинают образовываться поры («керогеновая пористость»), которые к концу нефтяного окна образуют связанную систему, обеспечивающую пространство для образуемых нефтяных углеводородов.
Дляисследованныхпородбаженовскойсвиты(единичныхобразцовиполных разрезов 50 скважин из разных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции), начиная со стадии МК2-3, возможна естественная эмиграция нефтяныхуглеводородов.Вскважинах,гдеОВвысокопреобразовано,зафиксированы притоки, иногда значительные, из пород баженовской свиты. В главной зоне нефтеобразования (рис. П1.11) генерирующиеся УВ перераспределяются в толще породы, но, преимущественно, связаны физическими и химическими связями или сорбированы на керогене или элементах минеральной матрицы.
В зоне незрелого керогена и начале нефтяного окна асфальтены образуют прослоиилинзыдонесколькихммтолщиной,однакофиксируетсянезначительное количество углеводородов нефтяного ряда. По пиролитическим параметрам для пород баженовской свиты в разрезах разных скважин и в пределах территорий можно установить зоны, соответствующиераспространению естественного коллектора, стимулируемого коллектора (максимум нефтегенерации), а также незрелого керогена. Последние следует исключать из расчетов.
Проследить направленность изменений ОВ в катагенезе, оценить его зрелость на уровне незрелое-малозрелое-зрелое-высокозрелое и сопоставить
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
с зонами нефтеобразования возможно при комплексном использовании пиролитических параметров, таких, как Тмах, водородный индекс (HI), индекс продуктивности (PI), отношение пиролизуемого и непиролизуемого органического углерода (кокса) и доли разных групп углеводородных соединений (газа, легкой и тяжелой нефти, асфальтенов и продуктов крекинга керогена), которые закономерно изменяются от стадии к стадии по мере созревания органического вещества (табл. П1.2).
|
|
Водородный |
|
|
|
|
|
|
|
Òìàõ. |
индекс HI, |
Êîêñ, |
Ãàç, |
Нефть, |
Кероген+асф, |
|
|
|
0Ñ |
ìã/ ÓÂ/ã |
% |
% |
% |
% |
|
|
|
|
Ñîðã |
|
|
|
|
|
|
ÏÊÇ |
425 |
767 |
30 |
2 |
6 |
62 |
|
|
424 |
718 |
36 |
1 |
3 |
60 |
|
||
|
|
|||||||
|
436 |
630 |
42 |
2 |
5 |
51 |
|
|
ÌÊ1 |
441 |
588 |
45 |
1 |
6 |
47 |
|
|
|
438 |
565 |
46 |
1 |
8 |
45 |
|
|
ÌÊ1-2 |
444 |
495 |
50 |
1 |
10 |
39 |
|
|
|
||||||||
438 |
494 |
50 |
2 |
10 |
38 |
Максимум |
||
|
||||||||
|
генерации |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
ÌÊ2 |
443 |
396 |
57 |
1 |
12 |
30 |
|
|
453 |
186 |
79 |
3 |
6 |
13 |
|
||
|
||||||||
|
|
|||||||
|
452 |
134 |
86 |
0 |
3 |
11 |
|
|
ÌÊ3 |
451 |
130 |
87 |
1 |
2 |
11 |
|
|
|
462 |
62 |
95 |
0 |
3 |
2 |
|
Таблица П1.2. Пиролитические параметры и группы углеводородных соединений в ОВ различной зрелости
Изложенное выше определяет подходы к оценке геологических ресурсов
вБС на основе пиролитических методов исследования.
Вэтой связи при оценке углеводородного потенциала баженовской свиты рекомендуется:
1.Производить количественную оценку углеводородного сырья в керогенсодержащих породах на основе пиролиза только их кусочков, поскольку в этом
случаепараметрS1,отражающийналичиевпороде«живой»,хотяисорбированной нефти, снижается в два и более раз по сравнению с результатами пиролиза порошка, что позволяет составить представления об «эффекте масштаба».
2.Осуществлять количественную оценку на основе пиролиза до и после их экстракции с учетом пиролитических параметров S1 и S2a.
466 |
467 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
3.Пиролитические исследования сопровождать оценкой потерь легкой нефти из керна вследствие его извлечения на поверхность и хранения путем измерения пористости до экстракции по газу.
4.Проводить оценки с учетом степени зрелости ОВ, исключая из рассмотрения участки, для которых характерно распространение непреобразованного керогена (ПК3 – МК1), определяемое по пиролитическим параметрам Тmax, HI
исоотношения пиролизуемого и остаточного углерода.
5.Осуществлять подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа в выделяемых и прослеживаемых коллекторах, как и прежде, объемным методом с учетом вышеизложенных позиций.
6.Подсчет извлекаемых запасов нефти осуществлять различными вариантами статистического метода с учетом падающей добычи.
Приложение 2
Метод материального баланса
В настоящее время применение концепции материального баланса при исследованииместорожденийнефтистановитсявсеменеепопулярным,т.к.превалирует мнение, что подобные аналитические методы оценки свойств пласта с успехом можно заменить более современной методикой – численными имитационными моделями. Однако для коллекторов баженовской свиты построение численных объектных геолого-гидродинамических исследований весьма проблематично. Кроме того, стоит отметить, что при численном моделировании на этапе адаптации модели реальным данным зачастую наблюдается элемент субъективности.
Если известен характер изменения пластового давления (получение кривых падения давления всегда возможно, даже несмотря на отсутствие равновесия), тогда без труда можно применять уравнение материального баланса, используя характеристики изменения добычи, а также PVT свойств. Заметим, что для методики принципиально не важно, исследовать поровый или трещиноватый коллектор. Уравнение можно использовать в любом случае, как для вычисления пластовых запасов углеводородов, так и для определения механизмов добычи. Данная методика определения величины запасов углеводородов является наиболее надежной, т.к. предполагает наименьшее число допущений при инжиниринге резервуаров.
Коэффициент извлечения нефти определяется для скважины путем деления извлекаемых запасов на величину начальных геологических запасов, связанных со скважиной.
Рассчитанный для скважины коэффициент извлечения применяется к начальным геологическим запасам только по категории С1.
При выполнении переоценки извлекаемых запасов или переводе запасов из категории С2 в категорию С1 в результате испытания новой скважины расчет
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
величины КИН выполняется взвешиванием суммарных извлекаемых запасов скважин по суммарному объему дренируемых этими скважинами запасов.
Номенклатура обозначений:
H, h – толщина продуктивного пласта [м];
hн – нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта [м]; Vdr – дренируемый объем [пл.м3];
q – дебит [ст.м3/сут.];
φ – пустотность, пористость – отношение объема трещин к объему породы, их вмещающему [д.ед.]; μ – вязкость [мПа·с];
N – начальные запасы нефти в резервуаре [ст.м3]; Np – накопленная добыча нефти [ст.м3];
Nm – начальные запасы нефти содержащейся в поровой среде резервуара [ст.м3]; Nf – начальные запасы нефти в содержащейся в трещинной среде резервуара
[ст. м3];
Wp – накопленная добыча воды [ст.м3];
We – накопленный объем внедрившейся воды [ст.м3]; Gp – накопленная добыча газа [ст.м3];
Bw, Bo, Bg – объемные коэффициенты при текущем давлении для воды, нефти и газа соответственно [ст.м3/пл.м3];
Bwi, Boi, Bgi – объемные коэффициенты при начальном давлении для воды, нефти и газа соответственно [ст.м3/пл.м3];
cw, cf, – коэффициенты сжимаемости воды и порового пространства соответственно [МПа-1];
сfm, cff, – коэффициенты сжимаемости порового и трещиного пространства соответственно [МПа-1];
ct – коэффициенты общей сжимаемости системы [МПа-1]; p – текущее пластовое давление [МПа];
pi – начальное пластовое давление [МПа]; pw – текущее забойное давление [МПа];
Swc – насыщенность резервуара связанной водой, также может рассматриваться как разница между единицей и начальной нефте/газонасыщенностью,
Swc = 1− (1− So ) + m(1− Sg ) ; [д.ед.]
1+ m
Rs – газосодержание пластовой нефти при текущем давлении [ст.м3/ст.м3]; Rp – средний газовый фактор за весь период добычи Rp = Gp/Np [ст.м3/ст.м3].
Определение геологических запасов и площади дренирования
Определение геологических запасов и площади дренирования выполняется при помощи анализа Гавлены-Оде, основанном на решении уравнения мате-
468 |
469 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
График |
|
|
|
|
|
|
|
Уравнение |
|
|
|
|
|
|
расчета геологических запасов (анализ Гавлены-Оде) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
Модель |
|
|
|
|
|
|
Таблица П2.2. Модели МБ для |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
2 |
3 |
||||
|
|
||||||
1 |
|||||||
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
риального баланса (УМБ). В общем виде для коллекторов, содержащих нефть и свободный газ, разрабатываемых без поддержания пластового давления, УМБ записывается следующим образом:
|
|
F = NEt +We Bw |
(1), |
где: |
|
|
+ Wp Bw |
|
|||
|
F = Np Bo + Bg (Rp − Rs ) |
||
– добыча нефти воды и газа, приведенная к пластовым условиям;
Et = Eo + Boi mEg + Boi (1+ m) Efw Bgi
– суммарное изменение объема системы при изменении давления;
Eo = Bo − Boi + Bg (Rsi − Rs )
– коэффициент изменения объема нефти при изменении давления; Eg = Bg – Bgi
– коэффициент изменения объема газа при изменении давления;
E |
fw |
= cf − cw Sw p |
|
1− Sw |
–коэффициентизмененияобъемапустотнойсредыприизменениидавления;
m = GBgi NBoi
– отношение объема резервуара, занятого свободным газом к объему занятому нефтью в начальный момент времени.
При отсутствии свободной газовой фазы и дренировании при давлениях выше давления насыщения, запись УМБ упрощается – исключаются компоненты, отвечающие за расширение газовой фазы:
F = N(Eo + Boi Efw )+We Bw |
(2) |
При дренировании коллектора со сложным строением пустотного пространства, образованным отдельными порами и системой трещин уравнение (2), записывается в виде:
F = Nm Eom + N f Eof +We Bw |
(3), |
где
470 |
471 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
–суммарное изменение объема системы пор при изменении давления;
–суммарное изменение объема системы трещин при изменении давления. Анализ Гавлены-Оде основан на преобразовании формы записи УМБ та-
ким образом, чтобы представить отбор в виде линейной функции зависимых от давления величин (изменения объемов пластовых флюидов и емкостного пространства среды). Запасы в этом случае выполняют роль угловых коэффициентов и сдвига относительно ноля.
¹ 
Класс
1Кремнистые
радиоляриты
2Карбонатизиро- ванные
3Глинистобитуминозные
Литотип (по В.П. Соничу)
Глинисто-керогено- кремнистый (III)
Глинисто-кремнисто- керогеновый (IV)
Средние значение по классу
Керогено-кремнисто- глинистый (II)
Глинисто-керогено- карбонатный (V)
Карбонатный (VII)
Средние значение по классу
Глинистый (I)
Керогено-глинисто- карбонатный (VI)
Средние значение по классу
|
Сжимаемость 10-3 ÌÏà-1 |
||||
|
матрица |
|
трещины |
||
упругая |
упр-пласт. |
||||
|
|||||
ìèí. |
ìàêñ. |
ìèí. |
ìàêñ. |
|
|
1,72 |
2,25 |
6,3 |
9 |
17,6 |
|
1,81 |
2,35 |
8,9 |
12,6 |
18,2 |
|
2,03 |
|
9,2 |
17,9 |
||
1,15 |
2,05 |
7 |
9,9 |
14 |
|
|
0,5 |
4,3 |
6,1 |
13,8 |
|
|
0,3 |
0,4 |
0,5 |
14,7 |
|
|
1 |
|
4,7 |
14,2 |
|
1,9 |
2,45 |
7,70 |
10,9 |
15,4 |
|
0,35 |
0,5 |
0,7 |
14,5 |
||
|
1,7 |
4,95 |
15 |
||
Таблица П2.3. Сведения об упругоемкости пород баженовской свиты (по В.П.Соничу)
Примеры преобразований и их графическое представление для моделей 1–3 приведены в табл. П2.2.
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Критически важным для выполнения расчетов является обоснование величин коэффициентов сжимаемости. Если для пластовых флюидов определение таковых не представляет затруднений, то сжимаемость пород баженовской свиты может вызывать определенные сложности, связанные с особенностями извлечения и исследования сланцевых кернов. При отсутствии достоверных исследований коэффициентов сжимаемости на кернах рассматриваемого месторожденияцелесообразнообратитьсякисследованиям,выполненнымВ.П.Соничем и В.Л. Чирковым, обобщение которых для принятых внастоящей временной инструкции классов коллекторов представлено втабл. П2.3.
Для определения величины коэффициентов сжимаемости пород по разрезу, представленному разными классами пород, выполняется взвешивание по линейному поровому объему при помощи формулы:
c f = |
∑i =1..nc fiϕi hi |
(4) |
∑i =1..nϕi hi |
|
Последовательность выполнения расчетов:
1.Исходя из объективных сведений о фазовом состоянии флюида и представлений о преобладающем типе пустотности коллектора, выбрать одну из моделей (1–3) материального баланса;
2.Выполнить обоснование величин коэффициентов сжимаемости пластовых флюидов и пустотного пространства пород коллекторов. При отсутствии исследований по определению коэффициентов сжимаемости на кернах месторожденияиспользуютсяданныепредставленныевтабл.П2.3.Дляобоснования величины сжимаемости неоднородного разреза выполняется расчет приведенной средней величины по формуле (4).
3.Определить объемы запасов графоаналитическим методом Гавлены-Оде.
Определение величины извлекаемых запасов
Для расчета величины извлекаемых запасов по скважине строится график зависимости приведенного дебита от приведенных отборов (график АгарвалаГарднера). Необходимы такие исходные данные, как регулярные замеры дебита скважины по нефти, воде и газу, забойных давлений; величины коэффициентов сжимаемости пластовых флюидов и пустотного пространства.
График Агарвала-Гарднера (рис. П2.1) строится координатах:
– по оси абсцисс откладываются приведенные отборы (накопленная добыча):
, |
(5) |
– по оси ординат приведенный дебит:
, |
(6) |
472 |
473 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
В такой записиΔp отражает разницу начального пластового давления с текущим забойным давлением исследуемой скважины:Δp = pi-pw.
Величина ct – общая сжимаемость системы, рассчитываемая по формуле:
c = c |
f |
+ S c |
+ S |
w |
c |
w |
+ S |
g |
c |
g |
, |
(7) |
t |
o o |
|
|
|
|
|
|
Экстраполяцияпрямойдопересечениясосьюабсцисспозволяетопределить величину извлекаемых запасов – Np при снижении забойного давления до минимально возможной величины, выразив ее из уравнения (5).
Рис. П2.1. График Агарвала-Гарднера для определения извлекаемых запасов
Таблица П2.4. Свойства флюидов
Параметр |
Обозначение |
Åä. èçì. |
Величина |
|
Плотность нефти |
r0 |
ã/ñì3 |
0,835 |
|
Объемный коэффициент пластовой нефти |
 |
oi |
ñò.ì3/ïë.ì3 |
1,484 |
Коэффициент сжимаемости нефти |
ñ |
o |
10-3 ÌÏà-1 |
2,89 |
|
|
|
|
|
Коэффициент сжимаемости воды |
c |
w |
10-3 ÌÏà-1 |
0,5 |
Этот метод может использоваться также и для определения объема дренируемых запасов (которые соответствуют начальным геологическим запасам, связанными со скважиной), при отсутствии замеров пластового давления по мере отбора флюида из пласта. Величине начальных геологических запасов
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
(N) запасов соответствует координата точки пересечения прямой с осью абсцисс.
Практическая апробация методики подсчета запасов подвижной нефти трещинных и трещинно-поровых коллекторов сланцевого типа
РасчетвеличиныКИНвыполненнапримеререальногоместорождения.Всего на исследуемой площади пробурено 47 поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин. В распоряжении авторов настоящей работы имеются следующие геолого-промысловые данные:
Таблица П2.5. Расчет средневзвешенного значения сжимаемости пустотного пространства
|
Интервал |
|
|
Интервал |
|
|
ÌÏàcff,103- -1 |
ÌÏàcfü,103- -1 |
|
|
||
ñêâ¹ |
|
Вынос |
продуктивных |
Òèï |
Í |
φ |
φ |
|||||
залегания, м |
|
|||||||||||
|
|
|
ýôô.í |
|
|
|
|
|||||
|
|
пластов, м |
|
|
|
|
m, |
|||||
|
|
|
|
керна, |
|
|
|
t |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
,% |
% |
||
|
Кровля |
Подошва |
% |
Кровля |
Подошва |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
2767,4 |
2767,7 |
3 |
0,0 |
15,0 |
1,7 |
í/ä |
í/ä |
|
|
|
|
|
2772,0 |
2777,7 |
3 |
0,6 |
15,0 |
1,7 |
í/ä |
í/ä |
138 2765,5 |
2799,8 |
93,0 |
2777,7 |
2789,8 |
2 |
6,1 |
14,2 |
1,0 |
í/ä |
í/ä |
||
|
|
|
|
|
2790,3 |
2796,0 |
2 |
2,8 |
14,2 |
1,0 |
í/ä |
í/ä |
|
|
|
|
|
2797,0 |
2799,8 |
2 |
1,4 |
14,2 |
1,0 |
í/ä |
í/ä |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
10,3 |
14,2 |
1,0 |
0,20 |
2,80 |
|
|
c |
, 10-3 ÌÏà-1 |
|
|
3 |
0,6 |
15,0 |
1,7 |
0,15 |
2,85 |
|
|
|
t |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10,9 |
14,2 |
1,0 |
1,907 |
|
•материалы комплекса ГИС в 10 скважинах, из них в 5 скважинах комплекс ГИС с достаточным набором кривых для выделения литотипов и отнесения
кклассам пород;
•вынос керна и исследования ФЕС в 6 скважинах, из них в 2 скважинах вынос кернового материала составил более 70% по каждой скважине в пределах баженовской свиты и плотность петрофизических анализов – не менее 3 на 1 м вынесенного керна;
•результаты испытания и эксплуатации в 19 скважинах, из них в 7 скважинах проведено самостоятельное опробование отложений баженовской свиты и получен безводный приток нефти.
Расчеты выполнены по методу динамического материального баланса по графику Агарвала-Гарднера.
Далее приводится пример расчета по скважине № 1.
474 |
475 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Исходные данные для расчетов:
•свойства пластовых флюидов (табл. П2.4) приняты по собственным про-
бам;
•упругие свойства горных пород ввиду отсутствия определений на собственном керне приняты в соответствии с табл. П2.3. Для определения общей сжимаемости пустотного пространства приняты величины трещинной составляющей для каждого класса коллекторов по В.П. Соничу и, учитывая величину общей пустотности 3,1%, взвешиванием по общему объему пустот рассчитана величина сжимаемости породы. Обоснование упругих свойств представлено
втабл. П2.5. Общая сжимаемость системы рассчитана по формуле:
ct = cf + co So + cw Sw
При расчете использованы величины начальной насыщенности, обоснованные в разделе 4.4. Общая сжимаемость системы составила 4,655 · 10-3 МПа.
• сведения о режимах работы скважин (табл. П2.6).
|
|
|
|
|
Время |
Замеренное |
Пластовое |
|
|
|
Дебит |
Дебит |
|
забойное |
|||
¹ ñêâ |
Äàòà |
Обводненность |
работы, |
давление, |
||||
нефти |
âîäû |
давление, |
||||||
|
|
|
÷àñû |
ÌÏà |
||||
|
|
|
|
|
ÌÏà |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
01.04.2014 |
20,0 |
12,6 |
38,6 |
345 |
í/ä |
í/ä |
|
|
01.05.2014 |
13,5 |
0,6 |
4,1 |
456 |
í/ä |
í/ä |
|
|
01.06.2014 |
12,6 |
1,6 |
11,4 |
720 |
í/ä |
í/ä |
|
|
01.07.2014 |
10,3 |
0,6 |
5,6 |
744 |
í/ä |
í/ä |
|
|
01.08.2014 |
8,0 |
0,2 |
2,3 |
744 |
í/ä |
í/ä |
|
|
01.09.2014 |
6,9 |
0,2 |
2,4 |
720 |
í/ä |
í/ä |
|
|
01.10.2014 |
6,4 |
0,3 |
4,2 |
744 |
í/ä |
í/ä |
|
138 |
01.11.2014 |
6,0 |
0,3 |
4,8 |
720 |
í/ä |
í/ä |
|
01.12.2014 |
6,7 |
0,3 |
4,5 |
744 |
3 |
í/ä |
||
|
||||||||
|
01.01.2015 |
5,9 |
0,3 |
4,7 |
522 |
3 |
í/ä |
|
|
01.02.2015 |
5,3 |
0,3 |
5,0 |
561 |
3 |
í/ä |
|
|
01.03.2015 |
4,4 |
0,2 |
3,7 |
744 |
3 |
í/ä |
|
|
01.04.2015 |
3,1 |
0,1 |
4,4 |
720 |
3 |
í/ä |
|
|
01.05.2015 |
2,7 |
0,2 |
6,3 |
744 |
3 |
í/ä |
|
|
01.06.2015 |
2,4 |
0,1 |
5,6 |
720 |
3 |
í/ä |
|
|
01.07.2015 |
2,4 |
0,1 |
4,4 |
744 |
3 |
í/ä |
Таблица П2.6. Динамика технологических показателей скважины № 1
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Для определения площади дренирования скважины № 138 разделим дренируемые запасы на принятые величины коэффициентов пустотности, нефтенасыщенности и нефтенасыщенную толщину. Полученное значение – S = 1238 тыс. м2.
ДляпостроенияграфикаАгарвала-Гарднерапроведенынеобходимыевычис- ления (П2.7), полученные значения отображены в координатах: приведенный отбор – приведенный дебит (рис. П2.2). Аппроксимируем точки прямой линией и экстраполируем. Точка пересечения полученной прямой с осью абсцисс отражает величину дренируемых запасов (N), извлекаемые запасы определяются обратным пересчетом по формуле Np= Nct∆p/So. Результаты вычислений приведены в табл. П2.8.
¹ скважины |
Äàòà |
Np |
p |
SoNp/(ct∆p) |
q/ p |
|
|
01.04.2014 |
345 |
– |
– |
– |
|
|
01.05.2014 |
653 |
– |
– |
– |
|
|
01.06.2014 |
1106 |
– |
– |
– |
|
|
01.07.2014 |
1488 |
– |
– |
– |
|
|
01.08.2014 |
1785 |
– |
– |
– |
|
|
01.09.2014 |
2033 |
– |
– |
– |
|
|
01.10.2014 |
2271 |
– |
– |
– |
|
138 |
01.11.2014 |
2485 |
– |
– |
– |
|
01.12.2014 |
2734 |
0,22 |
25 366 |
0,366 |
||
|
||||||
|
01.01.2015 |
2888 |
0,22 |
26 794 |
0,322 |
|
|
01.02.2015 |
3037 |
0,22 |
28 173 |
0,289 |
|
|
01.03.2015 |
3201 |
0,22 |
29 699 |
0,241 |
|
|
01.04.2015 |
3311 |
0,22 |
30 719 |
0,167 |
|
|
01.05.2015 |
3411 |
0,22 |
31 642 |
0,146 |
|
|
01.06.2015 |
3495 |
0,22 |
32 425 |
0,128 |
|
|
01.07.2015 |
3583 |
0,22 |
33 241 |
0,129 |
Таблица П2.7. Расчет параметров динамического материального баланса
476 |
477 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
По всем скважинам объекта, пребывавшим в эксплуатации, выполнены аналогичные расчеты: определены величины КИН и площади дренирования (табл.П2.9).Рассчитаемсредневзвешенноепоплощадидренированияскважин значение коэффициента извлечения нефти. Полученную величину КИН будем использовать для расчета извлекаемых запасов категории С1.
Параметр |
Обозначение |
Åä. èçì. |
Величина |
||
Начальные дренируемые |
N |
ñò.ì3 |
36 475 |
||
запасы |
|||||
|
|
|
|
||
Начальные извлекаемые |
N |
|
ñò.ì3 |
4468 |
|
запасы |
p |
||||
|
|
|
|||
Коэффициент извлечения нефти, д.ед. |
|
|
0,122 |
||
Таблица П2.8. Расчет величины КИН по зоне дренирования скважины №138
Скважина |
ÊÈÍ |
S дренирования, |
ÊÈÍ × S |
|
òûñ. ì2 |
||||
|
|
|
||
1 |
0,122 |
1238 |
151,0 |
|
2 |
0,097 |
1097 |
106,4 |
|
3 |
0,113 |
1113 |
125,8 |
|
4 |
0,082 |
1023 |
83,9 |
|
5 |
0,103 |
1159 |
119,4 |
|
|
Ñð. âçâ. ÊÈÍ |
Σ(S) |
Σ(ÊÈÍ×S) |
|
Расчет средней величины |
|
|
|
|
|
0,104 |
5630 |
586,5 |
Таблица П2.9. Расчет средневзвешенной величины КИН
Таким образом к принятию по изучаемому объекту рекомендуются следующие величины коэффициентов нефтеизвлечения: по категории С1 – 0, 104
(табл. П2.10).
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Таблица П2.10. Рекомендуемые величины коэффициентов нефтеизвлечения по изучаемому объекту
|
|
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
|
|
|
|
|
Начальные геологические запасы нефти, тыс. т |
|
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т |
|
Начальныезапасы газа, в нефти, |
ìëí ì3 |
Категория запасов |
Площадь нефтенасыщенности, тыс.м2 |
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 |
Коэффициент пористости, д.ед. |
Коэффициент нефтенасыщенности,д.ед. |
Пересчетный коэффициент, д.ед. |
Плотность нефти, г/см3 |
Коэффициент извлечения нефти,д.ед. |
Газосодержание пластовой нефти, м/т3 |
геологические растворенного |
извлекаемые |
|||
Ñ1 |
9107 |
10,4 |
94 720 |
0,031 |
0,95 |
0,664 |
0,795 |
1473 |
0,104 |
153 |
153 |
225 |
23 |
Приложение 3
Методы определения механических свойств пород с целью уточнения их способности к растрескиванию, созданию искусственной проницаемости
Наиболее значимой с точки зрения подсчета запасов, геомеханической характеристикой является Хрупкость. Именно механически ослабленные (хрупкие) интервалы разреза, обладающие лучшими емкостными свойствами, можно считать потенциальными коллекторами.
Если порода до воздействия на пласт является неколлектором, но обладает достаточной хрупкостью, то после проведения гидродразрыва порода легко трескается, образуя систему трещин, которые в свою очередь формируют дренажную систему. Т.е. порода становится коллектором и начинает отдавать углеводороды в скважину. Таким образом, для целей подсчета запасов в интервале баженовской свиты, становится необходимым определять Хрупкость горных пород.
Существует несколько критериев и методик, позволяющих определять параметр хрупкости при помощи данных геофизических исследований скважин и геомеханического моделирования.
478 |
479 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Первый способ основан на рассчитанных по данным акустического (АК) и гамма-гамма-плотностного (ГГК-П) каротажа значениях модуля Юнга и коэффициента Пуассона, характеризующие упругие свойства пород. Модуль Юнга есть мера горной породы сопротивляться деформации. Коэффициент Пуассона (PR) определяется как отношение поперечной деформации к осевой деформации:
PR = 0.5 DTS2 − 2DTC2 , DTS2 − DTC2
где DTC – интервальное время пробега продольной волны по породе, DTS – интервальное время пробега поперечной волны по породе.
Рис. П3.1. Сопоставление динамического и статического модуля Юнга
Модуль Юнга (YM) определяется по формуле
Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
YM = 2 13475 RHOB (1+ PR) ,
DTS2
где RHOB – объемная плотность пород.
Впоследствии полученные результаты должны быть откалиброваны на данные исследований статических механических свойств на керне.
К исследованиям керна относятся определение предела прочности при одноосном и трехосном сжатии, «бразильский тест», который определяет предел прочности при растяжении. В результате перечисленных видов работ рассчитывается коэффициент Пуассона и модуль Юнга в статическом (лабораторном) режиме.Крометого,наоснованииполученныхрезультатовстроятсядиаграммы Мора, по которым можно оценивать и прогнозировать критерии разрушения пород.
В результате динамические параметры, рассчитанные по кривым ГИС, калибруются на статические (лабораторные) результаты, полученные по керну, путем ввода аддитивных поправок. Калибровка также может быть осуществлена с учетом зависимостей для различных типов литологии и пористости
(рис. П3.1).
На основании откалиброванных статических механических параметров рассчитывается двойной разностный параметр коэффициента Пуассона и модуля Юнга, и впоследствии – параметр Хрупкости.
,
гдеYMs – рассчитанное значение модуля Юнга,
YMmin – минимальное значение модуля Юнга в пределах рассматриваемого интервала,
YMmax – максимальное значение модуля Юнга в пределах рассматриваемого интервала.
,
где PRs – рассчитанное значение коэффициента Пуассона,
PRmin – минимальное значение коэффициента Пуассона в пределах рассматриваемого интервала,
PRmax – максимальное значение коэффициента Пуассона в пределах рассматриваемого интервала.
Основой второго методического подхода расчета Хрупкости является создание объемно-компонентной модели среды. Расчет параметра хрупкости
480 |
481 |