методические указания для вкр - Российский государственный
реклама
СОДЕРЖАНИЕ Введение 2 Общая часть. Основные черты геологического строения, истории исследования и изученности месторождения в целом. 5 Глава 1. Сведения о районе исследования 5 Глава 2. Краткий обзор истории, этапов и методов изучения месторождения 5 Глава 3. Краткая характеристика геологического строения месторождения 8 Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов. 9 Глава 4. Детальная корреляция продуктивной толщи и прослеживание продуктивного пласта в ее разрезе 9 Глава 5. Литолого-физическая характеристика продуктивного пласта 10 Глава 6. Выделение эффективных толщин коллекторов и определение границ распространения коллекторов по площади, оценка неоднородности продуктивных пластов и подготовка исходных данных для подсчета запасов 14 Глава 7. Изучение условий залегания нефти (газа) в продуктивном пласте 21 Глава 8. Краткая история и текущее состояние разработки залежей 23 Глава 9. Подсчет запасов нефти (газа) и сопутствующих компонентов 24 9.1. Обоснование параметров подсчета запасов залежей нефти объемным методом 9.2. Обоснование параметров подсчета запасов свободного газа объемным методом 9.3. Обоснование параметров подсчета запасов газа методом падения пластового давления 9.4. Обоснование параметров подсчета запасов конденсата в газоконденсатных залежах 27 38 42 42 Экономическая часть 45 Охрана недр и окружающей среды 45 Заключение 46 Литература 49 Приложения 50 1 Введение При выполнении дипломного проекта студент должен в полном объеме использовать накопленные знания по теоретическому курсу и приобретенные навыки на учебной и производственных практиках. Материалами для дипломного проекта являются первичные сейсмические, геолого-промысловые и промыслово-геофизические данные, сведения из фондовых и литературных источников, собранные студентом на преддипломной практике. Поскольку дипломное проектирование выполняется с использованием персональных компьютеров и различных программных продуктов геологического 2 и 3Д моделирования, информация для выполнения работы над проектом должна быть представлена в цифровом виде. Для изучения и моделирования залежей, независимо от содержащегося в них флюида, необходимо собрать следующий материал: 1. обзорную карту района работ, 2. сводный геолого-геофизический разрез, 3. структурные карты по опорным горизонтам, 4. условные координаты скважин, 5. альтитуды скважин, 6. полный комплекс промыслово-геофизических исследований по всем скважинам в цифровом виде в виде las-файлов, 7. инклинометрию по скважинам или удлинение на пластопересечение, 8. первичное описание керна из продуктивного пласта и проницаемых интервалов, 9. результаты обработки керна и интерпретации материалов ГИС: определения открытой пористости и проницаемости из проницаемых интервалов (по керну), значения αсп, ∆Inγ, открытой пористости проницаемых интервалов по геофизическим данным, 10. интервалы перфорации, депрессии, дебиты, диаметры штуцера, продуктивность скважин, удельные продуктивности скважин, толщины проницаемых прослоев в перфорированном интервале. Все эти данные сводятся в таблицу 1. Кроме того, в зависимости от флюида, содержащегося в залежи, на практике необходимо также собрать: по нефтяным залежам и нефтяным оторочкам: коэффициент нефтенасыщенности коллекторов по данным керна и промыслово-геофизических исследований; данные о плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях; 2 объемном и пересчетном коэффициентах; растворимости газа в нефти; давлении насыщения; начальном и текущих газовых факторах при добыче нефти и газа; по газовым и газоконденсатным залежам: коэффициент газонасыщенности, данные о пластовой температуре; интервалах замера забойного давления; забойном пластовом давлении; начальном статическом давлении, составе пластового газа и конденсата и потерях газа. Все эти данные сводятся в таблицу 2. По нефтяным залежам заполняются столбцы 1-10, по газовым - 1-6 и 11-18. Кроме указанных таблиц, нужно снять копии эксплуатационных карточек по добывающим скважинам за двенадцатые месяцы и год в целом каждого года эксплуатации. Данные для составления экономической части и раздела «Охрана труда, недр и природы» определяются соответствующими консультантами проекта. Перед отъездом на 2-ю производственную практику каждый студент получает на кафедре задание на дипломный проект и согласовывает его с консультантами по геофизической и экономическим частям, а также по разделу «Охрана труда, недр и природы». Дипломный проект на рассматриваемую тему должен содержать: 1. Введение - 2-3 с. 2. Общую часть - 30-35 с. 3. Специальную часть - 34-43 с. 4. Экономическую часть - 7-10 с. 5. Раздел «Охрана труда, недр и природы» - 5-7 с. 6. Заключение. Таким образом, общий объем дипломного проекта не должен превышать 80 страниц в переводе на машинописный текст, включая табличный материал и иллюстрации в тексте. Текстовый материал дипломного проекта сопровождается графическими приложениями стандартного формата, которые должны иллюстрировать геологическое строение месторождения и исследуемой залежи, а также пояснять основные положения специальной части проекта. Текст дипломного проекта, графические приложения, презентация к докладу, а также геологическая модель и исходные данные для ее создания в цифровом виде сохраняются на CD диске и прикладываются к дипломному проекту. 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Общая толщина пласта, м Глубина проницаемых интервалов пласта, м Глубина нефтенасыщенных интервалов, м Коэффициент открытой пористости по проницаемым интервалам пласта (по керну), доли ед. Коэффициент проницаемости по тем же интервалам (по керну). мкм2∙10-3 Коэффициент проницаемости по тем же интервалам (по ГИС). мкм2∙10-3 Значения αсп, ∆Inγ или коэффициента пористости проницаемых интервалов пласта по ГИС 5 6 7 8 9 10 11 13 Дебит скв., т/сут, диам. штуцера, мм 13 14 14 15 15 16 16 17 Удельная продуктивность скважин т/сут 0,1 МПа∙м Толщина проницаемых прослоев в интервале перфорации, м Продуктивность скв. т/сут 0,1 МПа Депрессия, 0,1 МПа 12 Коэффициент сжимаемости пластового газа Глубина залегания продуктивного пласта, м 4 Перетоки и потери газа (по залежи), млн.м3 № скв. 3 Интервалы перфорации, м Пласт (горизонт) Месторождение 2 Содержание конденсата в 1 м3 газа см/м3 или г/м3 Пластовая температура (по скважине), 0 С Начальные статические давления (по скважине), 0,1МПа Состав пластового газа (по скважине) Забойные пластовые давления Интервалы замеров забойного давления Пересчетный коэффициент (объемный коэффициент), доли ед. Газосодержание или газовый фактор, м3/сут Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 3 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 2 Коэффициент нефте-или газонасыщенности (по ГИС в пределах прониц. интервалов), доли ед. № скв. 1 Коэффициент нефте-или газонасыщенности (по керну в пределах прониц. интервалов), доли ед. Пласт 1 Интервалы глубин проницаемых, прослоев, м Месторождение Таблица 1 17 Таблица 2 18 4 При составлении настоящего пособия учтены «Инструкция о порядке внесения, содержании и оформлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов, представляемых для утверждения в ГКЗ», «Временное методическое руководство по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти и газа по данным геологоразведочных работ», «Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа». Ниже даются подробные объяснения по составлению и содержанию основных разделов дипломного проекта. Приводятся характеристика района работ предприятия; время и место прохождения практики; должность и обязанности, которые выполнял студент на практике; актуальность темы дипломного проекта; задачи, поставленные перед дипломным проектом геологической службой предприятия; методы, используемые при решении задач дипломного проекта; использование программных продуктов геологического моделирования при выполнении проекта; объем и содержание первичных материалов при выполнении специальной части дипломного проекта. Общая часть. Основные черты геологического строения, истории исследования и изученности месторождения в целом. Этот раздел составляется по фондовым и литературным источникам. Глава 1. Сведения о районе исследования Географическое и административное положение месторождения, расстояние от контуров месторождения до ближайшего крупного населенного пункта, железнодорожной станции, пристани, нефте- и газопровода, ближайшего нефтяного и газового месторождения, запасы которого утверждались в ГКЗ Роскомнедра РФ. Сведения о рельефе, гидросети и климате. Условия водоснабжения, энергетическая база, местные стройматериалы и возможность их использования для промышленного освоения месторождения. Графические материалы к разделу: мелкомасштабная обзорная карта района работ. Глава 2. Краткий обзор истории, этапов и методов изучения месторождения Хронология этапов изучения месторождения, основные исполнители работ, результаты работ. 5 Методика подготовки площади под глубокое разведочное бурение. Методика, объем и качество исследований по подготовке площади под глубокое разведочное бурение (данные сопровождаются таблицей 3). Таблица 3 Виды работ (сейсмические исследования, структурное бурение и т.п.) 1 Время начала и окончания работ 2 Объем и проведение работ Основные результаты работ 3 4 Методика поисково-разведочных работ и ее обоснование Число и расположение скважин, их глубины и расстояния между ними. Целевое назначение, конструкция и техническое состояние пробуренных скважин. Сведения о выполненных объемах бурения сводятся в таблицу 4. Методика и результаты опробования скважин Условия вскрытия пластов и вызова притока, непрерывность и продолжительность замеров притоков нефти и газа, производительность скважин и устойчивость дебитов при работе на разных режимах, пластовые и забойные давления, депрессии, начальное газосодержание, газовые факторы, содержание конденсата. Эти данные сопровождаются таблицей 5. Промыслово-геофизические исследования скважин, методика интерпретации полученных данных Методика и объем промыслово-геофизических исследований: характеристика проведенного комплекса (стандартный метод, БЭЗ, микрозондирование, радиоактивные методы исследования скважин, инклинометрия, термометрия, кавернометрия и др.). Типы и размеры зондов, масштабы и скорости записи кривых и т.п., их качество и результаты. Принципы и критерии, положенные в основу выделения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, отметок ВНК, ГНК и ГВК по промыслово-геофизическим данным. 6 Пласт (горизонт) Абс.отм. кровли с учетом искривления Толщина пласта нефтегазонасыщенная, м 1 2 3 4 5 6 7 8 Газовый фактор, м3/сут м3/сут при динамическом уровне 10 11 12 13 14 15 Дебит воды 16 17 Положение ВНК, ГНК, ГВК, абс.отметки по опробованию по ГИС 18 19 Количество нефти, добытое за время опробования., т 5 воды, м3 газа, тыс.м3 конденсата, т 4 принятое неопробованных Коэффициент продуктивности ликвидированных (в том числе по техническим причинам) Дебит газа, тыс.м3/сут Дебит нефти, м3/сут всего Расстояние между скв., км от – до Объект разведки Число пробуренных скважин по пластам (горизонтам) конденсата, м3/сут Депрессия, МПа 9 Давление, приведенное к середине интервала опробования забойное, МПа Фактическое время непрерывной работы в часах (сутках) Диаметр штуцера, мм (способ вызова притока) 3 Диаметр (мм) и глубина (м) фонтанных труб 2 Способ вскрытия пласта 1 Интервал опробования, глубина, м № скв. В том числе в том числе опробованных и давших нефть нефть с водой нефть с газом газ газ с конденсатом газ с водой вода 6 7 8 9 10 11 12 Примечание Число пробуренных скважин по пластам (горизонтам) Число скважин, находящихся в бурении Сведения о выполненных объемах бурения и его результатах Таблица 4 13 14 Сведения о результатах опробования и исследования скважин Таблица 5 20 7 Глава 3. Краткая характеристика геологического строения месторождения Составляется по данным организации, в которой студент проходил практику. Стратиграфия. Краткое последовательное описание снизу вверх стратиграфии и литологии разреза месторождения с указанием толщины, руководящей фауны и других органических остатков. Графические приложения: сводный геолого-геофизический разрез месторождения. Тектоника. Положение структуры относительно тектонических элементов более высокого порядка. Форма и размеры складок, простирание их осей, изменение на крыльях складок по основным маркирующим горизонтам разреза. Установленные разрывные нарушения по этим горизонтам, их характер, амплитуды и элементы залегания. Влияние нарушений на морфологию и условия залегания нефтегазоносных пластов. Нефтегазоносность. Краткие сведения о нефтегазоносности разреза отложений. Перечень продуктивных пластов и залежей нефти и газа, имеющих промышленное значение, а также пластов с предполагаемой продуктивностью, краткая характеристика каждой залежи (в том числе исследуемой), ее тип, литология коллекторов, размеры, обоснование принятого положения контактов, контуров нефтегазоносности. Эти сведения указываются в таблице 6. 2 3 4 7 8 9 Пределы и средняя толщина продуктивных отложений , м 6 Тип залежи 5 Высота, м Размеры залежи Ширина, км Абсолютная отметка ВНК, ГНК, ГВК, м Длина, км 1 Литология пласта Глубина залегания пласта в своде, м Возраст продуктивных отложений Индекс пласта Таблица 6 10 Оценка перспектив нефтегазоносности невскрытой части разреза дается по аналогии с соседними площадями, где эти отложения изучены. Гидрогеологическая характеристика месторождения. Объем, содержание и методы гидрогеологических исследований и наблюдений, выполненных при разведке. Краткое описание водоносных горизонтов, вещественный состав и эффективные мощности водовмещающих пород, дебиты скважин и соответствующие им депрессии или уровни: характеристика гидродинамической системы - напоры вод в отдельных водоносных горизонтах, гидродинамическая связь горизонтов и их положение в 8 гидродинамической системе района. Характеристика физических свойств и химического состава подземных вод (содержание йода, брома, окиси бора и других компонентов, оценка возможности их промышленного использования). Данные о пластовом давлении в законтурной части залежи. Характеристика естественных режимов работы залежи. Предварительные соображения о возможностях промышленного использования пластовых вод для заводнения и других хозяйственных нужд (использование термальных вод, минеральных вод для бальнеологических нужд и т.п.). Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов. Этот раздел является результатом самостоятельного изучения залежи углеводородов на основе фактических, фондовых и литературных материалов. В зависимости от объекта исследования предметом детального изучения может быть: нефтяная залежь; газовая залежь; нефтегазовая залежь; газоконденсатная залежь; нефтегазоконденсатная залежь. Последовательно, по главам излагаются методические приемы, связанные с решением задачи, поставленной в специальной части дипломного проекта применительно для нефтяной залежи. Вместе с тем, обращается внимание на специфические особенности при детальном изучении и подсчете запасов по другим типам залежей. Глава 4. Детальная корреляция продуктивной толщи и прослеживание продуктивного пласта в ее разрезе Обосновывается выбор наиболее информативных методов промыслово- геофизических исследований для проведения детальной корреляции. Производится привязка керна, литолого-петрографических, биостратиграфических данных и результатов опробования к диаграммам промыслово-геофизических методов. Сопоставление геологических разрезов скважин рекомендуется выполнять в программе «AutoCorr». В процессе выполнения детальной корреляции необходимо руководствоваться следующими основными принципами и методическими приемами: - осуществлять выбор на месторождении опорных разрезов скважин, отражающих строение различных структурно-фациальных зон в пределах залежей нефти и газа и смежных с ними участков; 9 - детальную корреляцию начинать с прослеживания одновозрастных реперов, имеющихся в пределах и вблизи продуктивной части разреза, используя реперы, выявленные при общей корреляции, и выявляя дополнительные - как общего, так и местного значения; - на первом этапе следует осуществлять корреляцию укрупненных пачек пород, после чего приступать к прослеживанию более мелких деталей разреза, - в качестве линии сопоставления на схемах детальной корреляции использовать один из наиболее надежных реперов; положение этого репера на схеме должно отражать характер напластования всей или большей части продуктивного разреза; - прослеживание одноименных интервалов внутри продуктивного пласта вести с учетом ритмичности осадкообразования, обусловливающей преимущественную параллельность напластования слоев в пределах конкретных месторождений и наличие реперов в определенных частях ритмов; - между скважинами коррелировать только те непроницаемые прослои, которые могут служить экранами при подъеме контактов и затруднять перераспределение давления в пределах залежи; - учитывать увеличение общей толщины при искривлении скважин, опесчанивании разреза и уменьшение при глинизации; - особенно тщательно изучать те интервалы разрезов, где наблюдается выклинивание, внутриформационные перерывы, литолого-фациальные замещения и т.п. В главе даются основные результаты детальной корреляции, обосновываются несогласия в разрезе продуктивной толщи, границы продуктивного пласта, его взаимоположение с выше- и нижележащими породами, границы проницаемых прослоев с целью определения фильтрации по ним флюида, дается анализ литолого-фациальной изменчивости продуктивного пласта по его разрезу и площади залежи. Графические материалы к главе: схемы детальной корреляции продуктивной толщи вдоль и вкрест простирания структуры (приложение 1). Глава 5. Литолого-физическая характеристика продуктивного пласта В главе даются анализ отбора и качество керна, освещенность керном продуктивного пласта, степень равномерности освещенности поднятым и изученным керном по каждой скважине, по разрезу и по площади в целом, вещественный и гранулометрический составы с характеристикой распространения глинистого материала в пласте, тип и состав цемента; характеристика нефтегазонасыщенности пород. На основе этих данных производится предварительный анализ распределения 10 значений открытой пористости и проницаемости пласта - коллектора межзернового типа или других типов пород. Такой анализ необходим: для оценки представительности керновых данных; для исследования характера микронеоднородности пластов; для последующей надежной увязки между собой керновых и геофизических данных. Для написания этой главы необходимо произвести тщательную привязку керна к проницаемым интервалам, выделенным по геофизическим данным с учетом промеров инструмента; выбрать значения открытой пористости и проницаемости по всем скважинам, где отобран керн; в соответствии с первичным описанием керна и геофизическими данными отбраковать толщины, которые представлены непроницаемыми породами. По данным указанных выборок следует построить полигоны распределения исследуемых параметров. Для полигона распределения значений открытой пористости классы по оси абсцисс выбираются в натуральной шкале, а для проницаемости – в логарифмической шкале. Полигон распределения значений открытой пористости следует проанализировать относительно представительности фактических данных. При этом нужно учесть, что полигон распределения может быть одновершинным или иметь две вершины и более, быть симметричным или асимметричным. Отклонение от симметричного вида полигона распределения может быть вызвано двумя причинами: преимущественным выносом керна из низкопористых интервалов пластов, т.е. недостаточной охарактеризованностью керном всей толщины пласта, и микронеоднородностью пласта по площади и разрезу залежи. В первом случае полигон будет иметь ярко выраженную левостороннюю асимметрию. Однако окончательный вывод о представительности кернового материала можно сделать только после сравнения по каждой скважине средних значений открытой пористости, определенных по керну и геофизическим исследованиям. Совпадение средних значений по обоим методам в области низких значений открытой пористости и значительное расхождение их в области, близкой к средним значениям, а также ограниченное число определений по керну в области высоких значений подтверждает непредставительность выборки по керновым данным. Пользоваться такими данными в полном объеме для расчета средних значений открытой пористости нельзя. В этих случаях нужно оставлять для расчетов данные керна только по скважинам, где 11 установлено соответствие их геофизическим данным. Анализ представительности определений проницаемости по керну основывается на анализе представительности значений открытой пористости. Другие случаи асимметрии полигона распределения будут обусловлены микронеоднородностью коллектора. Так, преобладание низких значений открытой пористости в ряде скважин обусловит левостороннюю асимметрию, а преобладание высоких значений правостороннюю. Если в одной из частей залежей развиты низкопродуктивные коллекторы, а в другой высокопродуктивные коллекторы, то распределение может оказаться двухвершинным. При сравнительно однородном коллекторе полигон распределения значений открытой пористости будет симметричным и одновершинным. Если число определений пористости и проницаемости по керну в пределах залежи ограничено (менее 20-30), выборку также нельзя считать представительной. В таких случаях следует привлекать фактические данные по другим залежам. Правомерность привлечения фактических данных с данными других залежей должна быть обоснована геологическим и статистическим анализом путем сравнения двух или нескольких геологических объектов. В таких случаях студент должен собрать все необходимые сведения об этих параметрах по залежам, расположенным в одной продуктивной толще с исследуемой на том же месторождении или по залежам в том же продуктивном пласте на месторождениях, расположенных в непосредственной близости от изучаемого. На этих залежах следует собирать материал только по скважинам, в которых был отобран и исследован керн, а также проводилось опробование пласта. Прежде чем вводить эти данные в общий анализ с данными по исследуемой залежи, необходимо сравнить коллекторские свойства привлекаемых для анализа геологических объектов с этими свойствами исследуемой залежи и между собой. Если различия несущественны, т.е. вызваны случайными причинами, обусловленными ограниченностью выборки, то такие объекты можно вводить в совместный анализ, например, для определения значений кондиционных границ коллектор - неколлектор по изучаемой залежи. Существенное различие в величинах коллекторских свойств продуктивных пластов обусловливается разницей геологических условий формирования объектов, что, естественно, исключает возможность вовлечения данных других объектов в совместный анализ. Сравнение двух продуктивных объектов осуществляется путем сравнения средних и дисперсий распределения значений открытой пористости и проницаемости. Оно заключается в проверке нулевых гипотез о равенстве средних и дисперсий с помощью 12 критерия Стьюдента, сущность которого заключается в следующем. Если исследуемые случайные величины X и Y распределены нормально, в случае равенства средних величина t x y (1) S 12 S 22 n1 n 2 распределена по закону Стъюдента с n1+ n-2 степенями свободы, где x и y средние значения открытой пористости в исследуемых выборках; и S12 S 22 - несмещенные оценки дисперсий; n1 и n2 – объемы выборок по каждому из объектов. Критерием равенства средних служит критическое значение t, определенное по таблице для уровня значимости 0,05 и n1+n2-2 степеней свободы. Значения t для доверительной вероятности 1-α=0,95 Таблица 7 k=n-1 t5, % k=n-1 t5, % 1 12,706 12 2,179 2 4,303 14 2,145 3 3,182 16 2,120 4 2,776 18 2,101 5 2,571 20 2,086 6 2,447 22 2,074 7 2,365 24 2,064 8 2,306 26 2,056 9 2,262 28 2,048 10 2,228 30 2,042 1,960 Если исследуются средние значения случайных величин, распределяющихся логнормально (например, проницаемости), то значение t вычисляется по формуле t lg x lg y S 12 S 22 n1 n 2 , (2) где lg x и lg y - средние арифметические логарифмов значений проницаемости; S12 и S 22 - несмещенные оценки дисперсий логарифмов. 13 Графические материалы к главе: гистограммы и полигоны распределения всех значений открытой пористости и проницаемости по керну. Глава 6. Выделение эффективных толщин коллекторов и определение границ распространения коллекторов по площади, оценка неоднородности продуктивных пластов и подготовка исходных данных для подсчета запасов. Выделение коллекторов в продуктивном разрезе в силу ограниченности отбора керна основывается на геофизических методах исследования скважин и осуществляется при этом по прямым качественным признакам. В терригенных породах, среди которых обычно преобладает межзерновой тип коллектора, при вскрытии продуктивных пластов на глинистом растворе, менее минерализованном, чем пластовая вода, и при создании репрессии на пласт к основным прямым качественным признакам относят следующие (по Б. Ю. Вендельштейну, 1989): сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным, фиксируемое на кавернограмме; присутствие глинистой корки, фиксируемое на коркограмме; положительное приращение на диаграмме микрозондов; при этом на общем фоне невысоких значений показания микропотенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда; наличие радиального градиента удельного сопротивления на диаграммах бокового электрического зондирования (БЭЗ), отражающего проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт; изменение показаний различных геофизических методов во времени, отражающее преобразование во времени зоны проникновения в коллектор фильтрата глинистого раствора. Для выделения коллекторов межзернового типа в карбонатном разрезе применимы вышеупомянутые прямые качественные признаки. Однако в связи с тем, что на значение межзерновой пористости в карбонатных породах существенное влияние оказывает содержание нерастворимого остатка, выделение коллекторов осуществляют путем сравнения кривой эф БК (экранированного зонда) с кривой НГМ, имеющими одинаковый масштаб пористости (т.е. нормализованными по шкале пористости). При бурении на пресном глинистом растворе или на воде (если р > в) коллекторы выделяют по расхождению этих кривых. При равенстве минерализации раствора и пластовой воды кривые эф БК и НГМ в водоносных коллекторах совпадают, а в продуктивных 14 различаются. Нужно учитывать, что расхождение кривых эф БК и НГМ в межзерновом карбонатном коллекторе может быть связано с непроницаемыми глинистыми загипсованными карбонатными породами, содержащими битум. Такие породы должны исключаться из продуктивной части разреза на основании комплексного его изучения по данным промысловых исследований скважин, керна и других геофизических методов. Выделение межзерновых коллекторов в разрезе терригенных и карбонатных пород по прямым качественным признакам очень широко практикуется в настоящее время. Однако в силу ряда факторов, связанных с качеством раствора и др. причин, геофизические методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. По этой причине возникла необходимость дополнительного обоснования принадлежности пород к коллекторам, определения кондиционных пределов параметров продуктивных пластов (количественных критериев). Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов. При выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны служить параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну, сп, In и другие параметры по геофизическим данным. Кроме перечисленных, особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине. Поэтому кондиционные значения открытой пористости и нефтенасыщенности по керну не определяются. Основным признаком, характеризующим породу как коллектор, следует считать получение из исследуемых интервалов притоков нефти или газа. Параметром, отражающим этот признак, является продуктивность скважин, q, т/сут. МПа: q Q P (3) где Q - суточный дебит скважины, т/сут; Р - депрессия, МПа. Поскольку опробованные интервалы отличаются толщиной прострела, что оказывает существенное влияние на дебит скважины, более объективной величиной следует считать удельную продуктивность скважин: q уд Q P hпер (4) hпер – эффективная толщина перфорированного интервала пласта, м. 15 Для определения кондиционного предела параметров продуктивных пластов исследуется статистическая связь между удельной продуктивностью qуд и одним из геофизических параметров, характеризующих зоны опробованных интервалов (в отличие от точечных определений керна). К числу таких параметров можно отнести сп, In, I, Копгис и т.п. При этом следует выбирать тот параметр, который в данном районе для условий исследуемого разреза является наиболее информативным. Нужно также предостеречь от определений кондиционных пределов на основе зависимости Кпр=f(qуд), поскольку в ней исследуется связь между двумя зависимыми величинами (в формуле расчета qуд основным параметром является дебит скважины Q, который, согласно формуле Дарси, в первую очередь, зависит от проницаемости). В анализ по установлению кондиционного предела рекомендуется вводить данные по однородным и небольшой толщины интервалам пластов, характеризующихся минимальными значениями удельной продуктивности. При изучении статистической связи между, например, сп и qуд в качестве кондиционного принимается то значение сп, которому соответствует удельная продуктивность, равная 0. Другими словами, кондиционный предел сп равен отрезку, отсекаемому линией зависимости сп= f(qуд) продолженной до пересечения с осью ординат при qуд=0. В этой связи немаловажную роль приобретает оценка не только тесноты, но и вида статистической связи (прямолинейной или криволинейной), поскольку при наличии криволинейной связи между параметрами прямая и кривая линии отсекут на оси ординат разные по высоте отрезки. Оценка тесноты и вида связи между двумя параметрами производится при совместном анализе коэффициента корреляции r и корреляционного отношения . Коэффициент корреляции оценивает тесноту прямолинейной связи и изменяется от -1 до 0 или от 0 до +1. При тесной корреляционной связи между двумя параметрами, отождествляемой с функциональной, коэффициент корреляции равен -1 или +1, при отсутствии связи он равен 0. Корреляционное отношение оценивает тесноту любого вида связи и изменяется от 0 до 1. При взаимном сопоставлении r2 и 2 благодаря указанным выше особенностям в изменении обоих параметров, представляется возможным оценить не только тесноту, но и вид связи. Так, если r2 = 2 1, то связь тесная прямолинейная; 16 если r2 < 2 1, то связь тесная криволинейная; если r2 = 2 < 1, то связь слабая прямолинейная; если r2 < 2 < 1, то связь слабая криволинейная. Естественно, при обосновании кондиционного предела по исследуемой зависимости и при наличии связи между параметрами примерное равенство r2 и 2 свидетельствует о прямолинейности связи, а r2 < 2 - о ее криволинейности. В первом случае в качестве кондиционного принимается сп, отсекаемое на оси ординат прямой, а во втором случае - кривой линией. На следующем этапе необходимо определить кондиционное значение проницаемости. Для этого исследуется статистическая связь между сп и десятичным логарифмом проницаемости. Определение кондиционного предела по проницаемости необходимо для увязки полученного ранее предела сп с данными керна. В анализ вводятся данные по всем скважинам, где установлены сп и имеются определения проницаемости, независимо от того, опробовались эти интервалы или нет. Особое внимание следует обращать на обеспечение участия в анализе однородных интервалов пласта. Это требование обусловлено особенностями распределения проницаемости. Так как значения этого параметра развертываются в массовой пропорции, то распределение его в десятичных логарифмах не противоречит нормальному, т.е. имеем дело с логнормальным законом распределения. Поэтому в пределах каждого интервала в обработку включают данные о проницаемости, значения которых не превышают границ одного класса в логарифмах, которым соответствуют следующие натуральные значения: от 0,110-3 мкм2; от 110-3 мкм2 до 1010-3 мкм2, от 1010-3 мкм2 до 10010-3 мкм2 и т.д. Если в пределах одного класса содержатся единичные значения другого класса, то при расчете среднего значения по классу они не учитываются. В тех случаях, когда в пределах одного интервала пласта значения проницаемости почти поровну принадлежат двум разным классам, учитываются только значения более высокого класса. Подготовленные таким образом значения по каждой скважине переводят в десятичные логарифмы и по ним берут среднее значение, участвующее в зависимости сп=f(lgКпр) для установления кондиционного предела проницаемости. Для наглядности график этой зависимости, а также связи сп=f(qуд) совмещают на один чертеж. По нему и устанавливают кондиционное значение lgКпр, соответствующее кондиционному значению сп. Установление кондиционных пределов сп и проницаемости проводится с 17 использованием персонального компьютера в программе Microsoft Office Excel. Для определения надежности статистической связи используется выражение m r n 10 r (7) 2 где r - коэффициент корреляции (или корреляционное отношение); n - число пар значений параметров. Полученные значения необходимо сравнить с критическим, и если последнее окажется меньше расчетного, то можно сделать вывод о надежной статистической связи между исследуемыми параметрами. Учет кондиционных пределов параметров продуктивных пластов В этой части дипломного проекта необходимо: выделить нефтенасыщенные толщины продуктивных пластов с учетом кондиционного предела или других параметров; выявить границы распространения коллекторов продуктивных пластов по площади залежи и построить карты αсп и эффективных толщин; отбраковать некондиционные значения проницаемости и открытой пористости; подготовить исходные данные для подсчета запасов и проектирования разработки, а также дать количественную оценку неоднородности продуктивных пластов. Выделение эффективных толщин. Для выполнения этой задачи на всех диаграммах скважин, по которым в пределах стратиграфических границ продуктивных пластов были определены значения сп строятся карты этих значений и проводится линия, соответствующая спконд. При построении карты эффективной толщины пластов зоны со значениями сп меньше кондиционного относятся к неколлекторам, остальная площадь - к коллекторам. В программе «AutoCorr» процедура учета кондиционного предела для выделения коллекторов Эффективные в разрезе скважин выполняется толщины пластов и их при «создании пропластков, коллектора» установленные с [8]. учетом кондиционного предела, определяют литологические границы пластов коллекторов и используются во всех дальнейших построениях. Выявление границ распространения продуктивных пластов по площади залежи и построение карт эффективных толщин. Эта задача является ключевой при геометризации залежи и связана с проведением границ коллектор - неколлектор между 18 двумя скважинами, в одной из которых вскрыт коллектор, а в другой он отсутствует. Решение задачи зависит от особенностей геологического строения каждого продуктивного пласта и степени изученности залежи. Отсутствие коллектора может быть обусловлено или выклиниванием продуктивного пласта и его коллекторов, или литолого-фациальным замещением коллекторов слабопроницаемыми разностями на всю толщину пласта. При выклинивании пласта, устанавливаемого в профиле не менее чем из трех скважин, на любой стадии изученности залежей как в процессе их разведки, так и разработки, граница нулевой толщины проводится с учетом градиента изменения эффективных толщин. Аналогично поступают, если литолого-фациальное замещение происходит постепенно и, по сути, не отличается от выклинивания, что должно быть также установлено не менее чем в трех скважинах по профилю. Если закономерное уменьшение эффективных толщин в результате выклинивания или литолого-фациального замещения установить не удается, то на поисковом этапе и на всех стациях разведочного этапа геологоразведочных работ граница распространения коллекторов проводится на середине расстояния между скважинами, в одной из которых вскрыт коллектор, а в соседней он отсутствует. На этой границе эффективная толщина пласта принимается равной 0. В процессе разработки залежей граница коллектор - неколлектор при литологофациальном замещении (если не установлено закономерное уменьшение толщины коллекторов) проводится с учетом установленного кондиционного предела параметра продуктивных пластов. Для этого по каждому пласту составляется карта изменения значений геофизического параметра, по которому устанавливался кондиционный предел, например, карта сп. На этой карте проводится изолиния, соответствующая спконд. Зона со значениями сп > спконд относится к коллекторам, а другая - к неколлекторам. На полученной таким образом границе коллектор - неколлекор эффективная толщина принимается в зависимости от особенностей строения продуктивного пласта. Если литолого-фациальное замещение на всю толщину происходит на фоне постепенного сокращения эффективных толщин в сторону замещения, а также на фоне сокращения общей толщины пласта более чем вдвое, то на границе коллектор -неколлектор эффективная толщина принимается равной 0. На карте эффективных толщин изопахиты от этой границы и, соответственно, от 0 в сторону скважин с эффективными толщинами проводят с учетом линейной интерполяции. Если литолого-фациальное замещение на всю толщину происходит в скважинах с почти не изменяющейся общей толщиной и без каких-либо тенденций к уменьшению эффективных толщин в сторону отсутствия 19 коллектора, то при составлении карты эффективных толщин зона отсутствия коллектора как бы вырезается из карты эффективных толщин. На границе этой зоны изопахиты эффективных толщин обрываются. Способы отбраковки некондиционных значений коллекторских свойств по данным керна. Выше было показано, как выделить границы распространения коллекторов в разрезе продуктивных пластов и по площади залежи с учетом кондиционных пределов по данным ГИС. Тем самым была подготовлена основа для геометризации залежи и оценки микронеоднородности продуктивных пластов. Установление кондиционного предела проницаемости по данным керна дает возможность учесть только те значения параметров, описывающих коллекторские свойства и нефтенасыщенность, которые характеризуют коллектор. Благодаря этому создается основа для оценки микронеоднородности коллекторов продуктивных пластов и подготовки исходных данных для подсчета запасов. Последнее обстоятельство предъявляет особые требования к процедуре отбраковки некондиционных значений параметров. В первую очередь, отбраковываются все значения проницаемости, которые ниже кондиционного. Вслед за этим приступают к отбраковке значений открытой пористости. Чтобы избежать завышения среднего значения открытой пористости, отбраковываются те ее значения, проницаемость которых ниже кондиционной. Такой способ отбраковки обеспечивает получение статистического распределения представительных значений Кпо, соответствующего нормальному закону распределения, о чем будет сказано ниже. Количественная оценка микронеоднородности продуктивных пластов. Количественная оценка микронеоднородности продуктивных пластов осуществляется на основе образцов с открытой пористостью и проницаемостью, характеризующих коллектор продуктивного пласта. При этом учитываются все образцы с проницаемостью выше кондиционной, включая и те, которые были отбракованы при расчете средних значений логарифмов проницаемости, использовавшихся в зависимости сп=f(lgКпр). Для этого составляется таблица распределения каждого из параметров. Оценка микронеоднородности продуктивного пласта осуществляется с помощью основных характеристик распределения, рассчитанных на персональных компьютерах. Графические приложения к главе: зависимость сп от qуд. (Приложение 2.); карта сп (Приложение 3.); карта эффективных толщин (Приложение 4.). 20 Примечание: зависимость сп от qуд. строится с использованием программы Microsoft Office Excel, карты составляются на компьютере с использованием программы «AutoCorr» или других пакетах геологического моделирования (Eclipse, LandMark, IRAP RMS, ТРИАС) и могут быть отредактированы в ArcView, CorelDraw и др. Представляются в стандартном виде в стандартном масштабе с условными обозначениями и штампом (Приложения 3, 4). Глава 7. Изучение условия залегания нефти (газа) в продуктивном пласте. При обосновании положения водонефтяного, газонефтяного или газоводяного контактов и контуров нефтегазоносности используются результаты опробования, промыслово-геофизические исследования скважин, данные о зависимостях относительной проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности. Для этого составляется схема опробования и обоснования контактов, на которую слева наносят шкалу глубин в абсолютных отметках и колонки всех скважин со снесением их на линию профиля (Приложение 5). На колонке каждой скважины условными знаками должны быть показаны: положение кровли и подошвы пласта, проницаемые и непроницаемые интервалы, насыщение проницаемых интервалов нефтью, газом или водой по данным промыслово-геофизических исследований, интервалы опробования и их результаты, диаметры штуцера и депрессии на пласт, абсолютные глубины по скважинам, в которых контакты следятся по промыслово-геофизическим данным, глубины каротажа с шагом 10, 25, 50м и т.д. в зависимости от толщины исследуемой части разреза скважины. При наличии в нефтяной залежи переходной зоны и зоны предельного насыщения на схеме опробования и обоснования контакта должны быть выделены каждая из этих зон. Граница нефтяной зоны с переходной в скважине проводится по промысловогеофизическим данным, а граница переходной зоны с водяной - по данным опробования или по зависимости относительной проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности. По данным опробования при наличии узких интервалов перфорации 21 за отметку контактов принимается отметка середины интервала, из которого получен промышленный приток нефти с водой. При широких интервалах опробования (свыше 5 м) используют указанную выше зависимость. За кондиционную нефтенасыщенность принимается граница подвижного и неподвижного состояния нефти. Она соответствует точкам, для которых относительная проницаемость для нефти при поступлении двух фаз в скважину становится больше нуля. Обычно она составляет 0,350,40. При подсчете геологических запасов нефти или газа запасы в переходных зонах подсчитываются отдельно. За среднее значение нефтенасыщенности принимается среднее арифметическое этого параметра из суммы кондиционного и предельного значений. Предельное значение соответствует нефтенасышенности на границе переходной зоны с нефтяной частью залежи. При горизонтальных контактах их отметки переносят на карты по кровле и подошве пласта и проводят, соответственно, внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. В случае сложной поверхности ВНК и ГВК нужно составить карту их изменения по площади и, увязав ее с картами поверхностей кровли и подошвы, провести контуры нефтегазоности. На основе проведенных исследований составляются геологические (геолого-геофизические) профили вкрест и по простиранию залежи, а также карты нефте-, газонасышенных толщин. Даются размеры и характеристика залежи, нефтяных, газовых, водонефтяных, газоводяных и переходных зон, нефтегазонасыщение коллекторов по толщине и их изменение по площади. Далее в главе приводятся сведения о начальном пластовом давлении, давлении насыщения, пластовой температуре, нефте- газонасыщенности, составе пластового газа, конденсатосодержании, свойствах нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Краткие сведения о результатах изучения свойств нефти и газа сводятся в таблицы 7 и 8. Глава заканчивается характеристикой природного режима залежи по данным проведенных исследований. Он оценивается, исходя из гидродинамических условий и геологической характеристики залежи (удаленности от области питания, наличия и отсутствия газовой шапки, связи залежи с законтурной зоной, проницаемости и степени геологической неоднородности продуктивного пласта, соотношения пластового давления и давления насыщения, соотношения вязкости пластовой нефти и воды). Графические приложения к главе: схема опробования и обоснования контактов (Приложение 5); карты поверхности кровли и подошвы продуктивных пластов (Приложения 6 и 7); 22 карты нефте-, газонасыщенных толщин (Приложение 8); детальные геологические профили (Приложение 9). Характеристика свойств нефти 2 3 4 5 6 7 9 10 Выход легких фракций при нагреве до 300 °С. % вес. масел серы смол 8 парафина Содержание, % вес. Асфальтенов в пластовых условиях на поверхности Вязкость, МПа с в пластовых условиях на поверхности Плотность нефти, г/см3 11 12 Газонасыщение пластовой нефти, м3/т 1 Глубинных Отобранных на поверхности Горизонт Число проб Давление насыщения, МПа Таблица 7 14 15 13 Состав пластового газа 1 2 3 4 5 6 7 3 9 10 11 азота Углекислого газа гелия Сероводорода пентана + высшие изобутана бутана пропана этана Содержание, % объемн. метана Горизонт Число проб Удельный вес газа по воздуху Таблица 8 12 13 Глава 8. Краткая история и текущее состояние разработки залежей. Составляются, если залежь введена в разработку. Глава служит основой для подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти и запасов свободного газа. В этой главе дается краткая история проектирования разработки промышленного освоения месторождения. Приводятся основные положения утвержденного проектного документа на разработку, показывается порядок ее реализации. Отмечаются основные изменения, внесенные в процессе его внедрения. Постадийно описывается динамика основных годовых показателей разработки изучаемого объекта с начала разработки: годовой добычи нефти (газа); действующего фонда эксплуатационных и нагнетательных скважин; годового отбора жидкости; обводнения продукции; 23 соотношения объемов закачиваемой и отбираемой жидкости; пластового давления; газового фактора; среднего дебита на одну скважину по нефти, газу. Выявляется зависимость динамики добычи нефти от геолого-физических факторов, от принятой системы разработки и от других основных показателей - от фонда скважин, объемов закачки воды, темпов обводнения продукции, отбора жидкости и др. Названные показатели разработки объекта по годам в тексте диплома сводятся в таблицу, в которой добыча нефти и отбор жидкости показываются как в тысячах тонн, так и в процентах к начальным извлекаемым запасам. По газовым залежам исследуются падение и восстановление давления во времени по скважинам и по залежи в целом; характер изменения пластового давления в зависимости от отбора газа; факторы, фиксирующие внедрение краевых вод в залежь и начало внедрения. Сравниваются значения текущей и проектной нефте-, газоотдачи, и исходя из состояния разработки объекта (уровень текущей добычи), состояния фонда скважин, обводненности продукции и др., делается предварительный вывод о возможности достижения проектной нефте-газоотдачи. Графические приложения к главе: карта текущего состояния разработки, график разработки объекта, отражающий динамику основных показателей разработки (приложение 10); таблица, отражающая текущую накопленную добычу по пластам месторождения при различной обводненности (таблица 9) карты изобар на разные даты. Глава 9. Подсчет запасов нефти (газа) и сопутствующих компонентов. В зависимости от флюида, насыщающего залежь, степени ее изученности и режима работы студент-дипломник должен выбрать и обосновать метод подсчета геологических запасов залежей нефти, газа и конденсата, а также других сопутствующих компонентов. Запасы залежи нефти могут быть подсчитаны объемным методом,- извлекаемые запасы выявленной залежи могут быть подсчитаны различными вариантами статистического метода (метод материального баланса не является обязательным для студентов-дипломников); запасы газовой залежи - объемным методом, методом падения 24 Текущая накопленная добыча по пластам месторождения при различной обводненности Таблица 9 Запасы, тыс.т Пласт Геологи- Извлекаеческие мые Текущая накопленная добыча на ____ 200_г. КИН утвержденный Всего тыс.т При разной обводненности КИН <5% тыс.т 5-50% 50-90% >90% % тыс.т % тыс.т % тыс.т % Поднятие 1 А01 2384 882 0,370 1174,2 0,492 159,2 13,6 815,5 69,4 188,2 16,0 11,3 1,0 А0 3206 1343 0,419 1286,9 0,401 92,8 7,2 631,0 49,0 490,1 38,1 73,0 5,7 А2 1006 277 0,275 70 0,070 10 15 10 15 20 30 30 40 А3 6007 2553 0,425 2350 0,391 350 14,9 1225 52,1 650 27,7 125 5,3 А4 4181 1990 0,475 1956,7 0,468 119,1 6,1 573,5 29,3 717,9 36,7 546,2 27,9 6,0 467,5 26,0 874,7 50,0 316,1 18,0 Поднятие 2 А4 3853 1834 0,476 1779 0,462 105,5 25 пластового давления. Независимо от выбранного метода, прежде чем приступить к подсчету, необходимо на основании установленной ранее степени изученности залежи обосновать категории запасов и составить подсчетный план (Приложение 11).Категории запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов устанавливаются действующей Временной классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом МПР России от 07.02.2001г.№126) или Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом МПР России от 01.11.2005г.№0298). Переход на новую классификацию запасов и ресурсов нефти и горючих газов, согласно постановлению, необходимо выполнить с 2009г. При подсчете запасов объемным методом на залежи может быть выделено несколько категорий запасов, при подсчете другими методами - только одна. Границы категорий запасов проводятся на подсчетном плане, составляющемся на основе карты по кровле (поверхности) продуктивного пласта. На подсчетном плане должны быть показаны: положение устьев скважин и точек пересечения ими кровли проницаемой части пласта; внешний и внутренний контуры нефтегазоносности; зоны отсутствия коллекторов; границы категорий запасов; скважины: разведочные; добывающие; законсервированные; нагнетательные; наблюдательные; давшие безводную нефть, газ, нефть с газом; нефть с водой; газ с водой; воду; находящиеся в опробовании, неопробованные с указанием нефте-, газо-, водонасыщенности пластов коллекторов по промыслово-геофизическим данным; вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; ликвидированные; испытанные скважины с указанием в специальных таблицах на подсчетном плане интервалов глубин и отметок кровли и подошвы проницаемых прослоев пласта и интервалов перфорации, начальных и текущих дебитов нефти, свободного газа и воды, диаметров штуцера, депрессий, добычи и процента воды, количества учтенных при подсчете запасов определений пористости и проницаемости, индексов совместно опробованных пластов (дебиты должны указываться рабочие и при одинаковых штуцерах); добывающие скважины с указанием даты вступления в эксплуатацию, начальных и текущих дебитов и пластовых давлений; добытого количества 26 нефти, газа и воды; даты начала обводнения и текущего процента обводнения (в случае большого числа скважин эти данные сводятся в отдельную таблицу). Ниже даются рекомендации к обоснованию параметров подсчета запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих, компонентов различными методами. 9.1. Обоснование параметров подсчета геологических запасов залежей нефти объемным методом Геологические запасы залежей нефти подсчитываются объемным методом по формуле Qн Fh К К оп н p (8) o где Qн - начальные геологические ресурсы залежи нефти, или одной из какой- o либо зон залежи*, тыс. т; F - площадь залежи или какой-либо зоны этой залежи, м2; h - средняя толщина нефтенасыщенной части пласта в этих зонах, м; Коп - коэффициент открытой пористости; Кн - коэффициент нефтенасыщенности; - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3; - пересчетный коэффициент. Геологические запасы залежи в целом получают путем суммирования ресурсов выделенных зон. Запасы нефти получают путем умножения геологических запасов на коэффициент извлечения нефти. * Зоны в пределах залежи: зоны категорий извлекаемых запасов А, В. С1 и С2; зоны разного насыщения: нефтяная (ЧНЗ), водонефтяная (ВНЗ), газовая (ГЗ), газоводяная (ГВЗ), газонефтяная (ГНЗ). газонефтеводяная (ГНВЗ); зоны разной продуктивности (высокопродуктивный коллектор (ВПК), низкопродуктивный коллектор (НПК) и т.п. Площадь нефтяной залежи Площадь залежи F контролируется уровнем водонефтяного контакта и границами распространения коллекторов по площади залежи. Она определяется суммой выделенных зон, в пределах которых устанавливаются все остальные параметры залежи. 27 Средняя толщина нефтенасыщенной части пласта В случае вычисления средневзвешенной по площади величины эффективной нефтенасыщенной толщины формула расчета выглядит следующим образом: n n i 1 i 1 h нF =( hнicp. f i )/ f i где hнicp - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина i-той расчетной площадки между двумя соседними изопахитами; fi- величина i-той расчетной площадки; сумма n hн icp. f i равна объему коллекторов или всей залежи, или ее отдельного участка, i 1 например ВНЗ; F- символ взвешивания по площади. Значения параметров, средневзвешенные по площади, рассчитываются в случаях закономерного изменения параметров по площади залежи и при неравномерном расположении скважин в пределах залежей. Средняя толщина нефтенасыщенной части пласта также определяется в пределах каждой из указанных выше зон с учетом взвешивания параметра по площади. Для этого предварительно на основе карты нефтенасыщенной толщины рассчитывается объем коллекторов: n V кол i 1 f hi i (9) ср где fi - площадь элементарного поля между соседними изопахитами на карте нефтенасыщенных толщин, м2; hi - средняя толщина внутри элементарного поля, м; ср n - число полей. Средневзвешенное значение толщины коллекторов вычисляется путем деления объема коллекторов в пределах категории извлекаемых запасов и зоны с различным насыщением на площадь. Все вычисления сводятся в таблицу 10. Расчет объемов коллекторов Таблица 10 Залежь (пласт) Категория запасов Зона насыщения № подсчетной области 1 2 3 4 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина расчетной области, м 5 Площадь подсчетной области, тыс.м2 Объем коллекторов подсчетной области, тыс. м3 6 7 28 Коэффициент открытой пористости и объем порового пространства Коэффициент открытой пористости Коп вычисляют на основе определений этого параметра по керну или промыслово-геофизическим данным сначала как средневзвешенную величину по эффективной толщине для каждой конкретной скважины. Определение значения параметра, взвешенного по эффективной нефте(газо)насыщенной толщине рассчитывается по формуле: n n i 1 i 1 X h.=( X i hнi ) /( hнi ), Где Xi - оценка среднего значения параметра в i-м проницаемом интервале продуктивного пласта; hнi - эффективная нефте(газо)насыщенная толщина i-го интервала. Этот способ применяется только для определения средних значений параметров по скважинам, когда пласт содержит несколько пропластков, характеризующихся различными свойствами, т.е. пласт неоднороден. К числу таких параметров относится открытая пористость и нефте(газо)насыщенность. При расчете по данным керна в каждом проницаемом интервале (пропластке) продуктивного пласта скважины предварительно определяется среднее арифметическое значение из наблюденных значений параметра. Если расчет ведется по геофизическим данным, то в качестве среднего арифметического принимается среднее значение пропластка. Определение среднего коэффициента открытой пористости и объема порового пространства по керну. Выбор одного из этих методов исследования основывается на характере распределения значений открытой пористости проницаемых образцов, вынесенных из проницаемых интервалов пласта. Дело в том, что при учете данных по керну в связи с его ограниченным выносом единственным способом расчета среднего по залежи (категории запасов) является способ среднеарифметической величины. Вместе с тем, средняя арифметическая величина, являясь состоятельной и несмещенной оценкой, должна быть эффективной, т.е. обладать наименьшей дисперсией по сравнению с другими. Это, в свою очередь, зависит от вида закона распределения случайной величины, в данном случае, открытой пористости. Многочисленными исследованиями установлено, что статистические распределения значений открытой пористости образцов, вынесенных из проницаемых интервалов продуктивных пластов, не противоречат нормальному закону, для которого 29 средняя арифметическая величина является эффективной оценкой. Следовательно, чтобы обосновать возможность использования данных керна для расчета среднего значения открытой пористости, студент должен сравнить статистическое распределение значений параметра по исследуемому объекту с теоретической кривой нормального распределения. В соответствии с изложенным необходимо подготовить исходные данные для проверки согласованности статистического распределения значений открытой пористости проницаемых образцов с кривой нормального распределения. С этой целью следует отбраковать те значения открытой пористости, которым соответствуют некондиционные значения проницаемости и глинистости. Таким образом осуществляется увязка определенных выше кондиционных значений сп и т.п. с коллекторскими свойствами пласта по керновым данным. Для определения кондиционных значений проницаемости и глинистости исследуется статистическая связь между каждым из этих параметров и сп. В обработку включаются данные только по тем скважинам, в которых опробованы однородные, по возможности узкие, интервалы, характеризующиеся низкими значениями сп и ограниченным разбросом значений проницаемости по интервалу пласта. Выполнение этих рекомендаций необходимо, чтобы устранить влияние размаха значений проницаемости при переходе со средних на точечные данные. Расчет зависимости ведется с использованием персонального компьютера по указанной выше схеме изучения статистической связи между параметрами. На основе полученных статистических связей кондиционными принимаются такие значения проницаемости и глинистости, которым соответствует кондиционное значение сп, ∆I по геофизическим данным. Установив кондиционные пределы проницаемости, приступают к отбраковке. Первоначально отбраковываются все некондиционные значения проницаемости из проницаемых по геофизическим данным интервалов пласта. Все остальные значения проницаемости исследуются на характер распределения параметра путем сравнения с теоретической кривой логнормального распределения и определения основных характеристик, часть которых будет использована при обосновании коэффициента извлечения нефти. Для выявления представительных образцов открытой пористости из общего числа определений керна, вынесенного из проницаемых интервалов пласта, учитываются только те значения открытой пористости, которым соответствуют кондиционные значения проницаемости и глинистости, величины которых выше кондиционных. 30 Подготовленные таким образом данные вводятся в персональный компьютер для расчета оценок основных характеристик распределения открытой пористости и проницаемости, среднего значения X , дисперсии S2, коэффициента ассиметрии а и эксцесса , исследования соответствия статистических распределений одной из кривой теоретического распределения. Это соответствие вычисленных значений критериев согласия 2 проверяется путем сравнения Пирсона с критическими, выбираемыми из известной таблицы. Далее строится график полигонов статистического и теоретического распределений. Вычисленное значение критерия 2 Пирсона нужно сравнить с критическим для уровня значимости 0,05 и определенного числа степеней свободы. Последнее равно числу классов минус число независимых условий, наложенных на частоты попадания наблюдений в каждый класс. Таких независимых условий три: число всех наблюдений, число наблюдений в каждом классе и сумма частных от деления второго на первое, равное 1. Если критическое значение больше расчетного, то статистическое распределение не противоречит нормальному закону, и при расчете средней пористости по залежи (зоне) можно пользоваться средним значением, полученным из распределения. Для определения основных характеристик распределения проницаемости и проверки согласованности его с логнормальным распределением вычисляются логарифмы чисел хi данной выборки. В случае если статистическое распределение пористости соответствует нормальному распределению, то имеем дело с однородным коллектором и среднее значение Кп не зависит от его распределения по площади залежи. Что встречается довольно редко. В том случае, когда статистическое распределение открытой пористости по керну противоречит нормальному закону распределения, для расчета значения этого параметра среднего по залежи используются геофизические данные, предварительно увязанные с керном. Определение среднего коэффициента открытой пористости и объема порового пространства по геофизическим данным. В тех случаях, когда открытая пористость определяется только по геофизическим данным, расчету среднего значения по залежи должно предшествовать определение среднего значения этого параметра в каждой скважине на основе промысловогеофизических данных, предварительно увязанных с определениями открытой 31 пористости по керну. Среднее значение этого параметра по скважине определяется путем взвешивания пористости каждого про слоя, входящего в пласт, по толщине этого же прослоя в соответствии с формулой r K оп К h оп 1 (10) r h h скв 1 где K оп - коэффициент открытой пористости -го проницаемого прослоя продуктивного пласта; r h - суммарная эффективная толщина продуктивного пласта в исследуемой 1 скважине; r - число прослоев в пласте. При расчете Kопh учитываются только те прослои, у которых сп, ∆I и т.п. по геофизическим данным выше кондиционных. В зависимости от плотности сетки скважин и особенностей геологического строения пласта-коллектора предусматриваются следующие способы, расчета среднего по залежи (зоне) значения коэффициента открытой пористости и объема порового пространства. При равномерной плотности сетки скважин t К оп К оп i 1 n h сквi (11) скв где пскв - количество скважин в пределах залежи (или ее участков). Объем порового пространства можно вычислить по формуле p V п.п K оп h 1 f (12) При неравномерной плотности сетки скважин составляется карта значений открытой пористости. Среднее по залежи значение коэффициента открытой пористости определяется путем взвешивания его по площади залежи (или его участка) в пределах той или иной категорий запасов в нефтяной и водонефтяной зонах в отдельности по формуле t k оп F k f оп 1 t f (13) 1 32 где Коп- среднее значение коэффициента между двумя соседними изолиниями на карте открытой пористости; f - элементарная площадка между двумя соседними изолиниями. В этом случае объем порового пространства определяется по формуле V п.п K B h опF 1 f (14) По материалам этого раздела должна быть представлена: карта изменения коэффициента пористости продуктивного пласта (Приложение 12); таблица расчета объема порового пространства (табл.11). Расчет объемов порового пространства коллекторов Таблица 10 Залежь (пласт) Категория запасов Зона насыщения № подсчетной области Средняя величина Коп подсчетной области, доли ед. Площадь подсчетной области, тыс.м2 Объем порового пространства коллекторов подсчетной области, тыс. м3 1 2 3 4 5 6 7 Коэффициент нефтенасыщенности. Коэффициент нефтенасыщенности Кн определяют по керну или промысловогеофизическим данным. В зависимости от объема наблюдений, качества определений параметра студент должен обосновать выбор метода исследования, дающего наиболее достоверные результаты при определении коэффициента нефтенасыщенности. Коэффициенты нефтенасыщенности и нефтенасыщенные объемы порового пространства по нефтяным, обширным водонефтяным и переходным зонам рассчитывают раздельно. В расчет вводятся те определения нефтенасыщенности, которым соответствуют учтенные определения открытой пористости. Если залежь, содержащаяся в неоднородных пластах, находится в разработке, то в этом случае в пределах зон разного насыщения необходимо выделять зоны разной продуктивности (ВПК, НПК). Среднее по каждой из зон определяется как среднее арифметическое значение из всех определений параметра внутри зон. В тех случаях, когда установлено закономерное 33 соответствие высоких значений нефтенасыщенности высоким значениям открытой пористости и нефтенасыщенньх толщин и наоборот, рассчитываются объемы порового пространства, насыщенного нефтью. Для этого в каждой скважине перемножают все три параметра и составляют карту произведений, на основе которой, определяют искомый объем. Коэффициент нефтенасыщенности взвешенный по объему пустотного пространства коллекторов определяется по формуле p 0 k 1 j 1 K н Vппк=[ ( hHKonKн) kcp f k ] / [ (hHKoп) jcp f j ], p где (h KonKн) H k 1 kcp f k - объем залежи. При наличии большой переходной зоны расчеты нужно вести дифференцированно как для переходной зоны, так и зоны предельного насыщения. Среднее значение в переходной зоне условно вычисляется как среднее арифметическое между кондиционным значением нефтенасыщенности на границе нефти с водой и предельным ее значением на границе переходной зоны с зоной предельного насыщения. Материалы к разделу должны содержать: карту изменения коэффициента нефтенасыщенности продуктивного пласта в пределах залежи (Приложение 13). таблицу расчета нефтенасыщенного объема порового пространства коллекторов (табл.11). Расчет нефтенасыщенного объема порового пространства коллекторов Таблица 11 Залежь (пласт) Категория запасов Зона насыщения № подсчетной области Средняя величина Кн подсчетной области, доли ед. Площадь подсчетной области, тыс.м2 Нефтенасыщенный объем порового пространства коллекторов подсчетной области, тыс. м3 1 2 3 4 5 6 7 Плотность нефти и пересчетный коэффициент Плотность нефти н рассчитывают по данным анализа поверхностных нефтей из скважин, расположенных в разных частях залежи. 34 Пересчетный коэффициент , учитывающий усадку нефти, определяют по глубинным пробам пластовой нефти из скважин, также расположенных в разных частях залежи. Средние по залежи значения и рассчитываются как среднеарифметические из всех определений. Подсчет запасов нефти объемным методом на основе карт удельных запасов. Подсчет запасов нефти объемным методом может быть выполнен по картам равного удельного (линейного) нефтесодержания. На этих картах изолинии имеют размерность количества нефти в тоннах на 1м2 горизонтальной проекции залежи или ее части. Такие карты получаются на первом этапе путем последовательного перемножения множества точек карты (или множество значений в узлах сетки) нефтенасыщенных толщин на множества точек карты коэффициента открытой пористости и карты коэффициента нефтенасыщенности с учетом этих величин по скважинам. Произведение множества точек таких карт является картой удельных объемов залежи. При этом в процессе перемножения необходимо обеспечить, чтобы значения удельных объемов по скважине были равны произведению указанных параметров в этих скважинах. На следующем этапе множество точек карты удельных объемов перемножают на произведение средних значений ρн и Θ (плотность нефти в стандартных условиях на пересчетный коэффициент). В результате формула удельных запасов нефти на 1м 2 площади qн примет следующий вид: qн= hн·Kоп·Kн · ρн Θ, где qн – начальные геологические запасы нефти, тыс.т hн– эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – коллектора, м Kоп и Kн – коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщености, доли ед. ρн - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3 Θ –пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед. При использовании методики удельных запасов для оценки по ней геологических запасов осуществляется взвешивание параметров по объему залежи. В программе «AutoCorr» это достигается путем перемножения множества точек карты эффективной нефтенасыщенной толщины, карты коэффициента пористости и карты коэффициента нефтенасыщенности [9]. В качестве исходной информации для построения карты удельных запасов необходимо иметь карту эффективных нефтенасыщенных толщин, карту коэффициента открытой пористости и карту коэффициента нефтенасыщенности, величину граничного значения коэффициента нефтенасыщенности на внешнем контуре нефтеносности, а также кондиционного значения параметра, отделяющего коллектор от неколлектора. 35 Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти продуктивного пласта по состоянию на (1.01.200_г.) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 м3/т Газосодержание, Извлекаемые запасы нефти, тыс.т КИН Геологические запасы нефти, тыс.т Плотность нефти, г/см3 пересчетный нефтенасыщенности Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 открытой пористости Средняя нефтенасыщенная толшина, м Площадь нефтеносности, м3 3 14 Извлекаемые запасы растворенного газа, млн.м3 2 Коэффициенты Запасы растворенного газа, млн.м3 1 Зона насыщения Горизонт, пласт Категория запасов Таблица 12 15 16 Таблица подсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов. Таблица 13 Залежь (пласт) Категория запасов Зона насыщения № подсчетной области Средняя величина qуд. подсчетной области, т*м2. Площадь подсчетной области, тыс.м2 Геологические запасы подсчетной области, тыс. т 1 2 3 4 5 6 7 36 Геологические запасы залежи или ее участка на основе карт удельных запасов определяют как сумму произведений площади элементарного участка между соседними изолиниями удельных запасов на их среднюю величину на элементарном участке. Каждый элементарный участок нумеруется, и номер указывается на карте удельных запасов [9]. По результатам заполняется таблица подсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов (табл.13). В соответствии с инструкцией ГКЗ замеры осуществляются раздельно по зонам насыщения залежи и категориям запасов. Графический материал к разделу: таблица подсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов (табл.13); карта удельных запасов (Приложение 14). Коэффициент извлечения нефти Коэффициент извлечения нефти КИН зависит от режима залежи, типа коллектора, его неоднородности, свойств нефти и газа в пластовых условиях, применяемой системы разработки. Его расчет по залежам, переданным из разведки в разработку, может осуществляться в соответствии с палетками «Временного методического руководства по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти и газа по данным геологоразведочных работ» [1]. При этом используются данные о средней проницаемости пласта. По залежам или отдельным объектам, находящимся в разработке, для оценки коэффициента извлечения нефти (нефтеотдачи) обычно используют следующие пути [5]: а) определение нефтеотдачи в заводненном объеме залежи; б) определение нефтеотдачи по залежи в целом с применением статистических методов, основанных на связях между показателями разработки. Коэффициент извлечения нефти в заводненном объеме определяют отношением суммарной (накопленной) добычи нефти из залежи к начальным балансовым запасам нефти в этом объеме. При этом учитывается, что часть добычи получена за счет других видов энергии (упругие силы, растворенный газ и т.п.). Для подсчета запасов в заводненном объеме определяют положение водонефтяного контакта и все параметры залежи в этом объеме. Запасы подсчитывают объемным методом. Надо иметь в виду, что полученная указанным путем нефтеотдача может несколько отличаться от таковой для залежи в целом (быть ниже ее при повышенной вязкости нефти и выше - при значительной неоднородности пласта), если это учесть, то 37 нефтеотдача заводненного объема позволяет с достаточной определенностью оценивать конечный коэффициент извлечения по залежи в целом. Для оценки конечной нефтеотдачи путем определения остаточных запасов залежи или объекта применяют различные варианты статистического метода, основанные на зависимости между различными изменяющимися во времени показателями разработки залежи: предыдущие - последующие дебиты; дебит нефти - накопленная добыча нефти; обводненность продукции - накопленная добыча нефти (или текущая нефтеотдача); последняя зависимость более полно учитывает закономерности нефти при наличии в залежи водонапорных режимов. 9.2. Обоснование параметров подсчета запасов свободного газа объемным методом Геологические запасы свободного газа, млн.м3 в газовых залежах и в газовых шапках объемным методом подсчитываются по формуле Qго= F*h*Kоп*Кг*Кt*Кр (17) F, h, Kоп – то же, что и в формуле (8); Кг - коэффициент газонасыщенности; Кt - коэффициент, учитывающий отношение температур в стандартных и пластовых условиях Кt=(Т0+tст)/(Т0+tпл) (18) где Т0=293К и tст=200C; Кр - коэффициент, учитывающий превышение давления в пластовых условиях над давлением при стандартных условиях: Kp P Р Р o ост o ост (19) ст где Ро - среднее начальное пластовое давление на уровне центра тяжести залежи МПа; 0 - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении Р0: 0= 1 Z , Рост - среднее остаточное давление, о устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа; ост - соответствующая Рост поправка на сжимаемость реальных газов, равная 38 ост= 1 Z ,; ост Рст - давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа; tпл – средняя температура в залежи в пластовых условиях,0С. Значения Р0 определяют путем приведения значений Рскв.0 к уровню центра тяжести залежи. Значения Рскв.0 получают по данным замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к середине опробованного интервала где Рскв.м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа; е – основание натуральных логарифмов; ρг – относительная плотность газа по воздуху; Ноп – глубина середины опробованного интервала в скважине, м. Среднее остаточное пластовое давление в залежи получают для условий глубины Нц.т. на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин, м Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определенной долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты залежи от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах. Средние значения пластовой температуры tпл вычисляются по данным о замерах в скважинах и также приводятся к уровню центра тяжести залежей. Чаще всего величину коэффициента сжимаемости газа определяют по экспериментальным кривым зависимости его от приведенных псевдокритических давлений и температур. Под приведенными псевдокритическими давлением РR и температурой ТR понимают отношение пластовых давления и температуры к псевдокритическим: РR = Рпл/Рг и ТR=Тпл/Тг. Псевдокритическими давлением Рг и температурой Тг называют суммы средних взвешенных критических значений давления и температуры для каждого компонента природного газа: Рг=ΣРкр*хi и Тг=ΣТкр*хi. Критическим давлением называется давление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость, критической температурой называется температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость. 39 Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа Z от приведенного псевдокритического давления РR. При разных приведенных превдокритических температурах ТR. Шифр кривых – значения ТR. Пример расчета псевдокритических давления и температуры: Компонент Доля компонента, хi Критические абсолютные Давление, Температура, Ркр, МПа Ткр, 0С, Ткр= 273+tкр 4,58 190,5 Псевдокритические Давление, Рг, Температура, МПа, Рг=Ркр*хi Тг, 0С, Тг=Ткр*хi 4,24 176,4 Метан 0,926 Этан 0,016 4,82 305 0,077 4,88 Пропан 0,004 4,20 369,78 0,017 1,48 Н-бутан 0,022 3,75 425 0,082 9,35 Н-пентан 0,032 3,30 470 0,105 15,04 4,521 207,15 Сумма 40 Расчет приведенных Рпл.=17,2МПа псевдокритических Тпл давления =63+2730=3360, и тогда температуры: пусть РR=Рпл/Рг=17,2:4,52=3,8 ТR=Тпл/Тг=336:207,15=1,62. По оси абсцисс находим РR, по шифру кривой ТR,, а затем по оси ординат – Z ≈ 0,85. При подсчете геологических запасов свободного газа объемным методом для определения газонасыщенных объемов порового пространства, сбора фактического материала и указаниями, выполнения графических приведенными для построений расчета следует нефтенасыщенных руководствоваться объемов порового пространства по нефтяным залежам. Дополнительные графические построения к этой части курсового проекта: карты приведенных изобар (на различные даты); график изменения приведенного давления в зависимости от суммарных отборов; карты произведений давлений на эффективную толщину пласта. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 13 млн. м3 12 ост Начальные запасы свободного газа, о Барический коэффициент Поправка на сжимаемость Термический коэффициент Начальное пластовое давление, 0,1 МПа доли ед. Коэффициент газонасыщенности, Коэффициент открытой пористости, доли ед. Объем газонасьпц. пород, тыс. м3 Средняя газонасыщ. толшина, м Площадь газоносности, м2 Зона насыщения Категория запасов Пласт Сводная таблица подсчетных параметров и запасов свободного газа по состоянию на ________ Таблица 14 14 Коэффициент извлечения газа Ки.г принимается пока равным 1. Данные о параметрах и подсчет запасов свободного газа объемным методом сводятся в таблице 14. 41 9.3. Обоснование параметров подсчета запасов газа методом падения пластового давления Геологические запасы подсчитываются в залежах, работающих на газовом режиме, по формуле QГ QГ (P P P P i o где QГ QГ o o o 1 ост o ост ) (20) 1 - начальные запасы свободного газа, млн. м3; o - суммарная добыча газа на определенную дату, м3; i Рост, Ро, Р1 - средние приведенные остаточное, начальное и текущее пластовые давления в залежи, МПа; о, 1, αост- поправки на сжимаемость, соответствующие указанным выше пластовым давлениям. Для получения достоверных данных при подсчете запасов свободного газа этим методом необходимо, чтобы в залежи, работающей на газовом режиме, дренировался весь объем. Обычно этот момент наступает при отборе 10-15% запасов залежи. Графические приложения к разделу: карта приведенных изобар на разные даты; карты разработки залежи; график зависимости средневзвешенного приведенного пластового давления от накопленного отбора газа из залежи. 9.4. Обоснование параметров подсчета запасов конденсата в газоконденсатных залежах Геологические ресурсы стабильного конденсата (С5+) определяются с учетом его потенциального содержания в составе пластового газа, прошедшего сепарацию, дегазацию и дебутанизацию [6]. Потенциальное содержание стабильного конденсата складывается из его весового содержания в отсепарированном газе L, газе дегазации К1, газе дебутанизации К2 и дебутанизированном конденсате К3. В соответствии с этим геологические ресурсы стабильного конденсата будут, тыс .т: Qo C 5 где QГ QГ L K K K 10 0 9 1 2 3 (21) - запасы свободного газа в залежи, млн. м3. o 42 Весовое содержание С5+ в отсепарированном газе, г/м3: L lM 3 3 (22) 2.404 где содержание С5+ в отсепарированном газе, % мол.; М3 - молекулярный вес С5+ в этом газе, определяется по специальному графику и характеризуется следующими значениями в зависимости от различных температур сепарации: Температура сепарации, 0С -14 -10 0 +10 +20 +30 +40 Mc5+ 75 76,2 79,2 33 87,5 92 96,3 Весовое содержание С5+ в газе дегазации K 1 0.03 a l1 q V (23) k где а - количество газа, выделяемого при дегазации сырого конденсата в объеме контейнера Vk. l1 - содержание С5+ в газе дегазации, % мол; q – количество сырого конденсата, выделяющегося из одного м3 отсепарированного газа, см/м3; Vk - объем контейнера, м3; Весовое содержание С5+ в газе дебутанизации K 2 0.03 l2 q V (24) k где - количество газа, выделяемое при дебутанизации конденсата в объеме контейнера, л; l2 - содержание С5+ в газе дебутанизации, % мол. Весовое содержание С5+ в дебутанизированном конденсате K3 bq V 20 4 (25) k где b - содержание жидких углеводородов С5+ в дебутанизированном конденсате в объеме контейнера, см3; 420 - плотность С5+ при 20 0С, г/м3. Исходя из формул (21)-(25), геологические запасы стабильного конденсата, тыс .т, в залежи будут определяться следующим выражением: 43 Qc 5 Q q 10 V 0.03a l 0.03d l го 9 1 I 2l.404 b r4 2 20 k 3 3 (26) Таким образом, геологические запасы конденсата определяются только по составу .пластового газа, расчет которого сводится в таблицу 12. Расчет состава пластового газа Таблица 15 Компоненты Газ сепарации 1 С1 С2 С3 С4 С5+ N2 СО2 Итог Газ дегазации Газ дебутанизации % мол. гмоль % мол. гмоль % мол. 2 3 4 5 6 100 100 г-моль С5+ Суммарное дебутаниза- содержание ции в каждого конденсате, компонента г-моль г-моль 7 8 Состав пластового газа, % мол. 9 10 100 В соответствии с этим графиком величина с5+ , характеризуется следующими значениями: c c c c K изc 2 3 4 1 2 3 4 6 0,30 0,51 0,77 0,89 8 10 14 0,94 0,95 5 0,91 0,93 5 Извлекаемые запасы стабильного конденсата определяются по формуле Qи.з К и.з C 5 Q K oC 5 и. зC 5 К и. г (27) - коэффициент извлечения конденсата, С 5 Ки.г - коэффициент извлечения газа, принимаемый пока равным 1. При содержании С5+ в пластовом газе менее 30 г/м3 величина определяется по графику в зависимости от соотношения с с с с 2 3 4 К и.з C 5 , вычисляемого по 5t данным состава пластового газа. Если содержание С5+ превышает 30 г/м3, предварительно экспериментальным путем определяются его пластовые потери qп.п на аппаратуре УГК-3. Затем определяют 44 коэффициент извлечения конденсата К и.з Извлекаемые П ст q запасы п . пС 5 (28) П С 5 C 5 конденсата в этом случае будут равны Qи.з С 5 Q К oC 5 и. зC 5 (29) Данные о величине потерь конденсата получают в лаборатории предприятия, на котором студент проходит практику. Графические приложения к главе: подсчетный план; для залежей нефти: карты и профили с текущим положением контуров нефтеносности и водонефтяных контактов; карты и график разработки залежи; для газовой залежи: карты приведенных изобар на разные даты; карты разработки залежи; график зависимости средневзвешенного приведенного давления от накопленного отбора. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Проводится оценка эффективности разведочных работ на исследуемой залежи и мероприятий, предлагаемых в технической части дипломного проекта. ОХРАНА ТРУДА, НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Описываются средства и мероприятия по технике безопасности при бурении, эксплуатации и исследовании скважин. Дается анализ производственного травматизма и т.п. Приводятся данные о загрязнении территории месторождения, грунтовых и подземных вод, водоемов, атмосферы, сохранности лесов, лугов и т.п. Рассматриваются пути повышения эффективности мер по охране труда, недр и окружающей среды, утилизации газа, газоконденсата и пластовых вод для народнохозяйственных нужд, рекультивации земель, отводимых для нужд разработки. 45 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Подводятся основные итоги проведенных исследований, формулируются выводы и рекомендации. Требования к техническому оформлению дипломного проекта 1. Текст дипломного проекта и графические приложения к нему выполняются с использованием персонального компьютера. 2. Титульный лист оформляется с использованием персонального компьютера. 3. В начале проекта после титульного листа помещается проектное задание, краткая аннотация (0,5 с.), оглавление и список творческих и табличных приложений. 4. Текстовые приложения, рисунки, чертежи, графики, таблицы имеют последовательную (сквозную) нумерацию. 5. Рисунки в тексте должны быть оформлены так, как это требуется для издания, т.е. под рисунком проводится линейный масштаб, условные обозначения, название чертежа и пояснительный подрисуночный текст. 6. При составлении списка литературы в алфавитном порядке приводится перечень опубликованных и фондовых работ, использованных или принятых во внимание при подготовке проекта. При количестве авторов менее трех работа занимает алфавитное положение по фамилии первого автора. При количестве авторов более трех работа занимает алфавитное положение по первым буквам ее названия. В первом случае авторы (все) перечисляются перед названием работы, во втором - после названия (перечисляются первые три автора и затем пишется «... и др.»). Кроме сказанного, указывают год и место издания, название издательства. При ссылке на статью, помещенную в сборнике или журнале, указывается их название и страницы, на которых статья помещена (например, с, 105-120). В данном методическом руководстве при рассмотрении рекомендации к составлению различных глав дипломного проекта были названы возможные графические приложения, являющиеся демонстрационным материалом дипломного проекта. Число графических приложений обычно не превышает 12. К числу обязательных графических приложений относятся: 1) схематическая карта района исследований с указанием соседних месторождений и нефтегазопроводов; 2) сводный геолого-геофизический разрез; который охватывает всю, вскрытую бурением, толщу отложений месторождения, масштаб глубин выбирается в зависимости от толщины вскрытого разреза и может быть принят от 1:1000 до 1:2500; 46 3) схемы детальной корреляции составляются по 4-5 скважинам в масштабе 1:200, а при большой толщине продуктивной толщи - дополнительно и в масштабе 1:500; на схемах должны быть показаны интервалы глубин скважин, интервалы отбора керна и его привязка, литология пород по керну и промыслово-геофизическим данным, интервалы опробования и их результаты; кривые наиболее информативных методов промыслово-геофизических исследований (стандартный или радиоактивный каротаж), на схемах детальной корреляции должны быть четко выделены корреляционные (реперные) границы; кривые методов ГИС должны быть достаточно дифференцированы для того, чтобы отразить результаты корреляции; 4) схема обоснования ВНК, ГНК и ГВК. На ней помещаются все скважины, привязанные к абсолютным глубинам; по каждой скважине указываются интервалы пласта, интервалы проницаемых и непроницаемых прослоев; у проницаемости прослоев показывается характер их насыщения по данным керна и промысловой геофизики, интервалы опробования их результаты; по этим данным проводится линия начального положения ВНК (ГНК, ГВК); если залежь в разработке, то наряду с начальным положением на схеме показывается текущее положение контактов; 5) структурные карты (карты поверхности) по кровле и подошве проницаемой части продуктивного пласта в масштабе от 1:10000 до 1:50000 с указанием соответственно внешнего и внутреннего контуров нефте-, газоносности; 6) два детальных геологических профиля изучаемой продуктивной толщи вдоль и вкрест простирания структуры, вертикальный масштаб профилей и корреляционной схемы должны быть одинаковыми; направление профилей должно быть выбрано таким образом, чтобы на них нашли отражение положение контактов (ВНК, ГВК, ГНК), разрывные нарушения, литологические замещения, выклинивания и стратиграфические экраны; 7) графики, обосновывающие кондиционные пределы параметров продуктивных пластов; 8) полигоны и теоретические кривые распределения параметров продуктивных пластов; 9) карты сп и эффективных толщин продуктивного пласта; 10) карта нефте-, газонасыщенной толщины пласта с указанием положения внешних и внутренних контуров нефте- , газоносности; 11) подсчетный план, выполняемый на основе структурной карты по кровле проницаемой части пласта; 12) карта удельных запасов; 47 13) графическое приложение к технической части проекта. Если балансовые запасы газа подсчитываются методом падения давления, вместо графических приложений 7-8, указанных выше, составляются: 1) карты изобар начального и текущего пластовых давлений; 2) графики зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа по скважинам и в целом по залежи. Если залежь (объект) находится в разработке, то число и наименование графических приложений устанавливается руководителем дипломного проекта в соответствии с требованиями, изложенными в главе VII. *примечание: все картопостроения продуктивного пласта рекомендуется выполнять в едином масштабе. 48 ЛИТЕРАТУРА 1. Гутман И.С., Блохин Д.Н., Копылов В.Е., Корбух В.И. Математические методы и ЭВМ в нефтегазопромысловой геологии, М., ООП МИНГ им.И.М.Губкина, 1990. 2. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра, 1985. 3. Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа. М., Недра, 1973. 4. Инструкция по применению классификации запасов к месторождениям нефти и горючих газов. Инструкция о порядке внесения, содержании и оформлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов, представляемых для утверждения в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР) М., Недра, 1984. 5. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов. Справочник. М., Недра, 1989. 6. И.П.Чоловский, М.М.Иванова, И.С.Гутман, С.Б.Вагин, Ю.И.Брагин. Нефтепромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Нефть и газ, 2002. 7. Р.Х.Муслимов. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Издательство Казанского университета, Казань, 2003. 8. И.С. Гутман, И.Ю.Балабан, В.Е.Копылов, Г.П.Кузнецова, В.М.Староверов, Ю.И.Брагин. Промысловая геология нефти и газа. Детальная корреляция геологических разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ с помощью программы «AutoСorr». Учебное пособие для подготовки дипломированных специалистов по специальности 13034 «Геология нефти и газа» направления «Прикладная геология», Москва 2004г. 9. И.С. Гутман, В.Е.Копылов, Г.П.Кузнецова, В.М.Староверов, Ю.И.Брагин. Подсчет запасов углеводородов. Геометризация залежей, геологическое моделирование и подсчет запасов УВ с помощью программы «AutoCorr». Учебное пособие для подготовки дипломированных специалистов по специальности 13034 «Геология нефти и газа» направления «Прикладная геология». Москва 2004г. 49
