Результаты гранулометрического анализа 5 страница

На месторождениях, введенных в разработку, следует переводить запасы категорий С-| и С^ в категории А и В по данным бурения и исследования эксплуатационных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки.

В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые за­пасы категорий а+в+с-) увеличатся по сравнению с ранее утвер­жденными ГКЗ России более чем на 20 %, а также когда общее ко­личество списанных и намеченных к списанию в процессе разра­ботки и при доразведке месторождения (как не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) балансовых и извлекаемых запасов категорий а+в+с-]

превысит нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа, запасы должны быть пересчитаны и переутверждены в ГКЗ России.

51 Оформление материалов подсчета запасов

Материалы по подсчету запасов должны содержать: 1) текст отчета; 2) таблицы к подсчету запасов; 3) графические материалы;

4) документацию геологоразведочных, геофизических, гидрогеологических, исследовательских и опробовательских работ и другие исходные данные для подсчета запасов, а по

эксплуатируемым залежам также данные эксплуатации. Текст отчета должен быть кратким, содержать анализ имеющегося фактического материала и выводы. Основное внимание в нем должно быть уделено вопросам, связанным с обоснованием подсчетных параметров в представляемых на утверждение запасах.

Текст подсчета запасов сопровождается следующими графическими материалами: обзорной картой района месторождения, структурными картами по данным полевой геофизики, структурного бурения или иных методов, сводным (нормальным) геолого-геофизическим разрезом месторождения в масштабе от 1:500 до 1:2000, схемами корреляции, картами эффективной и нефтенасыщенной (газонасыщенной) мощностей, подсчетными планами по каждому пласту в масштабе, зависящем от размеров месторождения и сложности его строения.

Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же по хорошо прослеживающемуся реперу вблизи кровли пласта. На подсчетных планах показывают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности, границы категорий запасов и все пробуренные скважины на дату подсчета запасов: а) разведочные;

б) добывающие; в) законсервированные; г) нагнетательные и наблюдательные; д) давшие безводную нефть, газ, нефть с водой, газ с конденсатом и водой, воду; е) находящиеся в опробовании;

ж) неопробованные с указанием характеристики нефте-, газо-, водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов комплекса методов промыслово-геофизических исследований; з) вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; и) ликвидированные с указанием причины ликвидации.

По испытанным скважинам указывают: интервалы глубин и отметок кровли и подошвы коллектора и интервалы перфорации;

начальный и текущий дебиты нефти, свободного газа и воды;

диаметр штуцера; продолжительность эксплуатации; добычу и процент воды; количество учтенных при подсчете запасов определений пористости, проницаемости.

По добывающим скважинам приводят: дату вступления в эксплуатацию; начальные и текущие дебиты; пластовые давления;

добытое количество нефти, газа, воды; дату начала обводнения и текущий процент обводнения.

На подсчетном плане должно быть точно нанесено положение устьев и забоев скважин и точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта. Кроме того, на нем помещается таблица с указанием принятых подсчетных

параметров, количества подсчитанных запасов разных категорий. При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных по предыдущему подсчету, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов. Кроме этих материалов приводят также графики и дополнительный картографический материал, обосновывающий подсчет. К подсчету запасов прилагаются следующие материалы первичной документации: описание керна, акты опробования скважины, лабораторные анализы, каротажные диаграммы и др.

52 Методы подсчета запасов нефти

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы:

объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геологопромысловой практике наиболее Широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.

Существуют несколько вариантов объемного метода:

собственно объемный, объемно-статистический, гектарный, объемно-весовой и метод изолиний. Наиболее часто пользуются собственно объемным методом.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.

При бурении большого количества скважин и наличии тенденции к изменению нефтенасыщенной мощности по площади для вычисления средней ее величины строят карты эффективной нефтенасыщенной мощности.

Для определения среднего значения нефтенасыщенной мощности сильно неоднородных пластов (частое чередование литологических разностей по площади и разрезу) пользуются картами распространения коллекторов. По ним с помощью различных способов интерполяции выявляют границы распространения коллекторов.

Наиболее известны три основных вида интерполяции при построении карт коллекторов: а) линейная (на нуль), т.е. на нулевую эффективную мощность пласта, вскрытого скважиной;

б) нелинейная - на середину расстояния между скважинами, из которых одна вскрыла пласт-коллектор нулевой мощности; в) с учетом закономерностей изменения эффективной мощности и литологии пластов.

При наличии коллекторов со значительной неоднородностью может происходить ошибка систематического завышения мощности коллекторов, которые по геофизическим данным могут выглядеть как однородный нефтяной пласт. Так может быть при наличии в пласте тонких глинистых пропластков или тонких плотных полупроницаемых пропластков. Для исключения систематической ошибки необходимо анализировать керновый материал из скважин со 100 % выносом и вводить поправку в результаты геофизических исследований.

Объем нефтенасыщенной части пласта можно найти методом графического интегрирования, при котором вначале определяют площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или изопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям.

53 Коэффициент нефтеотдачи

Коэффициент нефтеотдачи является важнейшим подсчетным параметром при оценке извлекаемых запасов. Как известно, одним из важнейших факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи, является режим пласта. При современной технологии разработки большинство залежей разрабатывается с применением искус-- ственной системы заводнения, т.е. фактически режим работы для всех залежей одинаков. Однако, как показывает опыт разработки, величины текущей и конечной нефтеотдачи для различных залежей и даже для различных блоков одной и той же залежи существенно различны. Эти различия обусловлены огромным разнообразием геолого-геофизических условий, в которых находятся залежи нефти. Изменчивость геологических характеристик пласта количественно принято выражать при помощи показателей неоднородности.

Конечный коэффициент нефтеотдачи ту характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какая доля начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.

Использование проницаемости пласта и вязкости нефти при прогнозе конечной нефтеотдачи.

При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщенной геолого-физической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчетах фильтрации. Коэффициент проницаемости и относительная вязкость нефти

в пластовых условиях используются для прогноза

конечной нефтеотдачи в разработанном М.Н.Кочетовым и др. "Временном методическом руководстве по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ". Согласно этому руководству методика определения нефтеотдачи учитывает характер коллекторов и насыщающих флюидов, режим работы и величину запасов залежей.

По нефтяным залежам, характеризующимся водонапорным режи­мом и начальными балансовыми запасами нефти категорий А+В+ С-|

менее 50 млн. т, рекомендуется использовать статистические зависимости, полученные в результате обработки данных по большому количеству месторождений, находящихся в различной ста­дии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.

Методы подсчета запасов газа

При подсчете запасов газа различают свободный газ, т.е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).

54 Подсчет запасов свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

содержания связанной воды; Гдд - пластовая температура, °С.

Метод подсчета запасов газа по падению пластового давления основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения пластового давления в процессе разработки газовой залежи. Если на первую дату подсчета запасов в начале разработки залежи добыто Q^ объемов газа,

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления не применим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации.

Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.

Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:

Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению пластового давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин.

Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению пластового давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном (газоводонапорном) режиме точность расчета этим методом резко снижается.

Для проверки возможности применения метода подсчета запасов по падению пластового давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению пластового давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа.

55 Требования, предъявляемые к разведочному бурению для получения качественных материалов для подсчета запасов и подготовки залежей нефти и газа к разработке

Точность подсчета запасов нефти и газа зависит от качества полученного исходного материала. При рациональном размещении разведочных скважин на структуре, тщательном отборе керна из продуктивных горизонтов, а также проведении необходимого комплекса исследований можно значительно сократить число разведочных скважин и в то же время получить полноценные данные для подсчета запасов."

Важнейшая задача разведочного бурения - получение данных для подсчета запасов нефти и газа, а также данных для составления технологической схемы разработки. При проведении промышленной разведки определяют минимальное количество и рациональное расположение на структуре разведочных скважин.

При этом минимальным считается такое количество скважин, увеличение которого не приводит к существенному изменению величины подсчетных параметров. Рекомендуется первые разведочные скважины бурить до поверхности кристаллического фундамента при условии его залегания на глубинах, освоенных для массовой проводки скважин, и проводить испытание на продуктивность по системе "снизу-вверх".

Для быстрого выявления запасов во всех продуктивных горизонтах необходимо проводить испытание пластов в процессе бурения. При бурении и испытании скважин особое внимание нужно уделять качеству проведения геологических, геофизических и гидродинамических исследований.

Качество геологических исследований при разведке определяется полнотой выноса, правильностью отбора и качеством исследования кернового материала. Инструмент для отбора керна должен соответствовать геологической характеристике разреза для преимущественно 100 % отбора керна. Некоторые виды предварительного изучения керна, такие, например, как люминисцентно-битуминологический анализ, должны осуществляться непосредственно после подъема керна на буровой.

Особое внимание надо уделять качеству вскрытия продуктивных горизонтов и рациональному комплексу геофизических исследований в них.

При вскрытии продуктивных горизонтов используют высококачественную промывочную жидкость, не обра­зующую в пласте зону проникновения и удовлетворяющую всем стандартам для проведения качественных геофизических исследований.

Комплекс геофизических исследований должен соответствовать геолого-физической характеристике возможных продуктивных залежей, вскрытых при разведке. При этом в одной и той же скважине в различных отложениях оптимальный комплекс геофизических исследований может достаточно сильно различаться.

Комплекс гидродинамических исследований должен позволить выявить режимы работы залежей, наличие или отсутствие гидродинамической связи между отдельными пластами, продуктивность пластов. Пробы пластовой воды, нефти и газа по каждой скважине, полученные при опробовании продуктивных горизонтов, должны исследоваться в лабораторных условиях для определения физико-химических свойств жидкостей и газов (плотности, вязкости, состава, растворимости газов и начальной насыщенности нефти газом).

При разведке следует уделять внимание оценке характеристик геологической неоднородности и использовать их при оценке конечного коэффициента нефтеотдачи.

Правильное проведение исследований залежей и насыщающих их флюидов при разведке является их паспортизацией, необходимой для интерпретации тех процессов, которые будут происходить на всем протяжении разработки.

Следует отметить, что пренебрежение исследованиями залежей с относительно малыми запасами на дату разведки часто приводит к тому, что в дальнейшем при изменении соотношения относительных запасов по залежам они оказываются неизученными, несмотря на то, что вскрыты сотнями скважин. Их доразведка на разрабатываемых площадях связана с большими трудностями ввиду нарушения гидродинамического равновесия и наличия пластов с пластовым давлением, превышающим первоначальное пластовое давление.

По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неодно­родности коллекторов - в сравнительно однородных и в неодно­родных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффи­циентом песчанистости более 0,75, коэффициентом расчлененности менее 2,1 и числом характерных прослоев более трех; карбонатные коллекторы по степени неоднородности отнесены к неоднородным.

По проницаемости для терригенных коллекторов выделены группы залежей, входящих в пределы проницаемости, •10'¹⁵ м²: 20-50; 50-100; 100-300; 300-800; более 800. Для карбонатных коллекторов ввиду ограниченности исходных данных- залежи разделены по группам, входящим в интервалы проницаемости, •10"¹⁵ м²: 20-50; 50-100; более 100.

56 Методы подсчета запасов нефти:материального баланса и статический

Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризу­ющих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и,др.). Есть и другие обстоятельства (например, воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущими и накопленными отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленными отборами нефти и т.п.

Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического

метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.

Основными критериями выбора метода подсчета запасов нефти являются режим залежи и степень ее изученности (разведанности). При выборе метода подсчета в зависимости от режима необходимо руководствоваться следующим: при водонапорном режиме возможно применение объемного и статис­тического методов; при упруго-водонапорном и смешанных режи­мах - объемного и метода материального баланса; при режимах газовой шапки и растворенного газа - всех трех методов; при гравитационном режиме - объемного и статистического методов.

Следовательно, наиболее универсален объемный метод. Однако, для пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, когда трудно установить достоверные средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объемного метода может быть затруднено. В этом случае данные этого метода целесообразно уточнить статистическим методом или методом материального баланса в процессе разработки.

Применение метода материального баланса тоже может осложниться вследствие неравномерного распределения пласто­вых давлений в связи с литолого-физической неоднородностью пласта. Тогда более эффективен статистический метод.

При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи, статистический - в тех случаях, когда имеются данные продолжительной эксплуатации, материального баланса - также при наличии данных, получаемых в процессе более или менее длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий (С-|,

Сз) подсчитывают объемным методом.