Методы подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие коэффициента извлечения нефти.

Для подсчета запасов нефти используют методы: объемный, статистический и материального баланса.

Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Запасы нефти Q определяют по формуле

Q = Fhmb_нh_нrq, (1.6)

где F - площадь нефтеносности; h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта; m - коэффициент открытой пористости; b_н - коэффициент нефтенасыщения; h_н - коэффициент нефтеотдачи; r - плотность нефти в поверхностных условиях; q - коэффициент, учитывающий усадку нефти, величина, обратная объемному коэффициенту В_н, т.е. q = 1/В_н.

Эффективная мощность определяется как среднеарифмитическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или как средневзвешенная мощность по всей площади залежи.

Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной мощности пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи - отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки месторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т.д.

Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

Начальные запасы нефти рассчитываются по данным изменения газосодержания в пласте по формуле (5)

Q_нВ₁ - (W - w)

Q = B - (R-R_o)V + d (V-V_o) , (1.7)

где Q_н - суммарная накопленная добыча нефти; В₁ - двухфазный объемный коэффициент нефти, В₁ =В+(R_o-R)V_o; В_о, В - объемные коэффициенты пластовой нефти соответственно на начало разработки и дату расчета; R_o, R - объемы растворенного газа в 1 м³ нефти при давлении r_о и r; V_o, V - соответствующие объемные коэффициенты газа; W,w - объемы вошедшей в пласт воды и добытой; d - доля объемной газоносной части пласта.

Метод материального баланса применяется наряду с объемным методом при подсчете запасов в залежах, работающих при упруго-водонапорном и смешанных режимах, а также при оценке пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, где затруднительно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, необходимых при использовании объемного метода.

Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов свободного газа определяют объемным методом и реже методом по падению давления.

При объемном методе извлекаемые запасы газа V рассчитывают по формуле

V = Fhmf(ra_к - r_кa_к)b_гh_г (1.8)

где F - площадь в пределах контура газоносности; h - эффективная газонасыщенная мощность; f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям f=(Т+t_ст)/(Т+t_пл), Т=273⁰С, t_ст=20⁰ С, t_пл - пластовая температура; p, p_к - средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное остаточное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов и снижения на устье давления до 0,1 МПа; a, a_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений r и r_к,

a=RT/pV,

b_г - коэффициент газонасыщенности; h_г - коэффициент газоотдачи.

Показатели F, h, m определяются так же, как и при расчете запасов нефти объемным методом. Пластовые давления получают по данным восстановления давления при закрытии скважины. Коэффициент газоотдачи находят по результатам лабораторного изучения на кернах вытеснения газа водой, а также на основе статистических материалов разработки месторождений газа на других площадях.

Подсчет запасов по завершении разведочного этапа

При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход возможен в первую очередь за счет равномерного изучения разреза отложений нефтяных и газовых залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно с точки зрения повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку. При равномерной изученности всех пластов в разрезе площади с запасами категорий С₁ и С₂ выделяются по ним в единых границах. Если залежь связана с одним пластом, то он рассматривается как единый объект. Если пласты изучены неравномерно, то границы площадей с запасами категорий С₁ и С₂ выделяются по каждому из пластов в соответствии с их изученностью.

Определение параметров при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей объемным методом осуществляется следующим образом.

Продуктивные площади F пластовых и массивных залежей нефти и свободного газа контролируются картами поверхности коллекторов, составляемыми по данным поисковых и разведочных скважин с учетом сейсмической карты по ОМГ, а также границами контуров нефтегазоносности, проведенными на основе данных о положении ВНК, ГНК и ГВК, уточненных по результатам вновь пробуренных скважин.

Определенная по данным ГИС эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина h_н.эф(h_г.эф) продуктивного пласта по каждой скважине слагается из интервалов, в которых фактические значения a_сп выше, а DJ_y, DJ_ny ниже принятых кондиционных. При составлении карт эффективных толщин и на этой стадии в случаях литолого-фациального замещения применяется интерполяция только “на середину”.

Коэффициенты открытой пористости k_п.о и нефте(газо)насыщен-ности k_н(k_г) коллекторов могут быть рассчитаны.

Пересчетный коэффициент q и плотность нефти d_н в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменения этих параметров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их изменение по площади залежи, то составляются карты каждого параметра, и подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.

Начальное пластовое давление р_о в газовых залежах рассчитывается по данным каждой скважины с приведением их к уровню центра тяжести залежи.

Особенности подсчета запасов на разрабатываемых залежах

Подсчет запасов нефти на разрабатываемых залежах базируется на значительно большей степени их изученности вследствие более плотной разбуренности эксплуатационными скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответствии с требованиями инструкции по применению Классификации (1984 г.).

Большая плотность бурения на нефтяных и газоконденсатных залежах, находящихся в разработке и связанных с неоднородными горизонтами и пластами, позволяет не только детализировать границы распространения коллекторов, но и выделять участки распространения коллекторов разной продуктивности и на их основе составлять карты эффективных нефтенасыщенных толщин как нерасчлененных пластов, так и отдельных пропластков, участвующих в строении расчлененных пластов. В результате появляется возможность для более детальной дифференциации объектов по площади и разрезу. Дифференцированный подсчет запасов основан прежде всего на выделении пропластков и определении их объема при резкой неоднородности продуктивных пластов, обусловливающей различие их параметров по площади и разрезу.

Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин на данной стадии производится по данным ГИС в соответствии с установленными кондиционными пределами параметров продуктивных пластов, обоснованными результатами опробования и гидродинамическими исследованиями, позволяющими более достоверно определить удельную продуктивность пластов. Исследования, проводимые на разрабатываемых залежах, должны обеспечивать также возможность определения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности пропластков или пластов. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефтегазонасыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов, устанавливаемого по разведочным скважинам.

При подсчете запасов разрабатываемых залежей в зависимости от их геологического строения применяются практически те же варианты объемного метода подсчета запасов, что и на предыдущей стадии, но с более глубокой дифференциацией запасов. Объекты подсчета многопластовых залежей дифференцируются:

по пластам, а в расчлененных пластах в свою очередь - по пропласткам;

по категориям запасов С₁ и В при разбуривании залежи по первому проектному документу или В и А - при разбуривании по проекту разработки;

по нефтяной, водонефтяной, газовой, водонефтяной зонам;

по зонам разных коллекторских свойств и литологических разностей пород, продуктивности коллекторов (ВПК и НПК).

Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов Q_н0 и конечного коэффициента извлечения нефти k_извл.н.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т.п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно, и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи, зависят от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может производиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2)подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Для оценки коэффициентов извлечения используются зависимости, рассчитанные с помощью многофакторного анализа данных разработки достаточно большого числа залежей нефти аналогичного геологического строения, находящихся на поздней стадии разработки или законченных разработкой.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. Методической основой экономического обоснования извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти являются положения Временной методики экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Извлекаемые запасы определяются по результатам расчетов технико-экономических показателей вариантов разработки с использованием методов, применяемых при проектировании разработки. Эти методы, основанные на математическом описании пластовых систем и процессов, происходящих при разработке залежей, позволяют учесть в рамках имеющейся информации влияние особенностей геологического строения каждого эксплуатационного объекта на технологические показатели разработки. Варианты различаются границами и числом эксплуатационных объектов, способами и агентами воздействия на пласт, схемами размещения и плотностью сетки скважин, темпами разбуривания, режимами работы и способами эксплуатации скважин с учетом ограничений, связанных с технологическими возможностями, правилами ведения горных работ, требованиями по обеспечению охраны недр и окружающей среды.

В рассматриваемых вариантах необходимо предусматривать применение прогрессивных технологий, освоенных промышленностью. Расчетная динамика технологических показателей разработки по вариантам позволяет определить извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения с учетом необходимых технико-экономических критериев. Сравнение и выбор рекомендуемых вариантов разработки проводится по технико-экономическим критериям эффективности их применения с учетом полноты и комплексности использования запасов нефти. Технико-экономическая оценка величины извлекаемых запасов производится по максимуму народнохозяйственного эффекта от разработки месторождения. Если на месторождении выделяется несколько эксплуатационных объектов, то извлекаемые запасы определяются для каждого объекта раздельно и для месторождения в целом. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн.т извлекаемые запасы определяются отдельно по нефтяным (НЗ), водонефтяным (ВНЗ), газонефтяным (ГНЗ) и водогазонефтяным (ВГНЗ) зонам.

При составлении ТЭО для залежей с балансовыми запасами до 30 млн.т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением и повариантных технико-экономических расчетов.

Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн.т может проводиться по этой же методике без повариантной технико-экономической оценки.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин могут применяться методы, основанные на использовании различных двумерных статистических зависимостей между накопленными отборами нефти, жидкости и воды.

Билет № 15