Лекция 16. Сводная интерпретация и подсчет запасов нефти и газа

Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазового месторождения. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических материалов и результатов испытаний, полученных для продуктивных пластов. Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для подсчета запасов нефти и газа месторождения и составления проекта его разработки.

Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:

• площадь S_н нефтенасыщенной части коллектора;

• эффективную мощность h_эф нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине и ее среднее значение h_{эф ср} ;

• пористость k_п и ее среднее значение k_{п ср} в пределах эффективной мощности;

• нефтенасыщенность k_н и ее среднее значение k_{н ср} ;

• плотность_н нефти при стандартных условиях (давление 0,1 МПа, температура 273К);

• объемный коэффициент b_н , равный отношению объемов нефти в пластовых и стандартных условиях;

• вероятное значение коэффициента _н вытеснения нефти из коллектора и его среднее значение _{н ср} ;

Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов (нефтеотдачи коллектора, определяемой разностью коэффициентов k_{н -} k_{н о} начальной и остаточной нефтенасыщенности, охвата пласта эксплутационными скважинами, темпов отбора), поэтому в расчете используется вероятное значение, исходя из опыта эксплуатации аналогичных коллекторов.

Геологические запасы нефти определяют по формуле:

а извлекаемые запасы:

,

Геологические запасы газа подсчитывают по формуле:

где S_г - площадь газоносной части пласта - коллектора;

h_эфср, k_пср, k_гср - средние значения эффективной мощности, пористости и газонасыщенности коллектора в пределах газоносной части; - поправка за приведение объема газа от пластовой температуры Т (в К) к температуре 293 К; р и р_к - пластовые давления в начальный и конечный периоды разработки; z_г и z_гк - коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки.

Извлекаемые запасы газа определяют путем умножения геологических запасов на коэффициент _г газоотдачи, который изменяется от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и пластового давления. Коэффициент газоотдачи максимален в высокопористых и высокопроницаемых пластах; он увеличивается также с ростом пластового давления.

Большинство параметров, необходимых для подсчета запасов определяют непосредственно по геофизическим материалам (h_эср, k_п, k_н, k_г) или по комплексу ГИС и результатам испытаний (положение контактов между флюидами, построение структурных карт для определения S_н и S_г).

Остальные параметры (_н, б_н, р, р_к, z_г, z_гк) находят с помощью испытаний скважины и лабораторных исследований отобранных проб нефти и газа.

Определение нижних граничных значений пористости и проницаемости коллекторов.

Производятся по результатам анализов образцов керна и по геофизическим данным.

Определение k_{п гр} и k_{пр гр} по керну основано на использовании зависимостей абсолютной проницаемости k_пр пород от открытой k_{п отк} и эффективной k_{п эф} пористости.

Напомним, что k_{п эф} представляет собой часть порового пространства, занятую подвижными флюидами. Она определяется через k_{п отк} без учета емкости пород, занятых остаточной водой k_во и остаточной нефтью k _нс. Для водоносных и газоносных коллекторов

k_{п эф} = k_{п отк} (1-k_во)

для нефтенасыщенных коллекторов

k_{п эф}=k_{п отк} (1-k_во-k_но )

Определение k_{п ср} производят по геофизическим данным определением проницаемых пластов по проникновению фильтрата ПЖ в пласт по положительным приращениям кривых БК, БМК -БК или трехслойным кривым БКЗ. В неоднородных коллекторах наиболее достоверные сведения получают с помощью повторных измерений БК.

Определение граничных значений геофизических параметров _псгр, J_ГКгр, J_НГКгр, t_гр, _гр осуществляют по найденным k_{п гр} раздельно для газо- и нефтенасыщенных коллекторов постоянного литологического состава. Породы относят к коллекторам, если измеренные против них значения J_ГК, J_НГК,  меньше граничных , а t, _пс превышают их.

Определение положений газожидкостных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) производят по данным ГИС в необсаженных и обсаженных скважинах.

Привлекают данные опробователей пластов на каротажном кабеле. Определение эффективной мощности коллекторов сводится к определению суммарной по вертикали мощности прослоев, обладающих эффективной пористостью в интервале между кровлей коллектора и контактом нефти и газа и водой. На нефтегазовых месторождениях определяют эффективные газо- и нефтенасыщенные мощности. В карбонатных разрезах раздельно определяют также мощности гранулярных, кавернозных и трещинных коллекторов, обладающих существенно различными коэффициентами нефтегазонасыщенности и нефтегазоотдачи.

В неоднородном коллекторе эффективную мощность получают, исключив из общей мощности мощность водоносной части коллектора и прослоев пород (глин, уплотненных пород и др.) не обладающих эффективной пористостью

h_эф=(1-k_гл)h,

где h – видимая мощность газо- и нефтенасыщенной части коллектора; k_гл – объемная глинистость.

,

где k_пi – пористость i- го прослоя (или образца) в интервале;

h_i – мощность i –го прослоя.

Определение коэффициента k_нг

k_г=k_нг-k_но-k_гк

k_но - коэффициент ост. нефти, k_гк – коэффициент газоконденсата.

.

.

Лекция

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ