карта кровли

О. М. Прищепа, Т. В. Родина, Ю. В. Нефедов
ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ
И ОЦЕНКА РЕСУРСОВ
НЕФТИ И ГАЗА
Практикум
Санкт-Петербург
2019
УДК
ББК
553.982.04(0765)
26.343.1я7
П44
Р е ц е н з е н т:
доктор геолого-минералогических наук,
профессор А. В. Петухов
Н ау ч н ы й р е д а к т о р:
доктор геолого-минералогических наук,
профессор А. М. Жарков
П44
Прищепа, О. М.
Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа: Практикум : учебное издание для студентов / О. М. Прищепа,
Т. В. Родина, Ю. В. Нефедов. — СПб. : «Реноме», 2019. — 104 с.
ISBN 978-5-00125-204-7
DOI: 10.25990/vnigri.cw38-jz09
Практикум: учебное издание для студентов, обучающихся по
специальности 21.05.02 «Прикладная геология» специализации
«Геология нефти и газа», для проведения лабораторных работ по
дисциплине «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа».
Практикум рассмотрен и рекомендован для проведения занятий
по дисциплине «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа»
кафедрой «Геологии нефти и газа» Санкт-Петербургского Горного
университета (протокол № 6 от 12.12.2018 г.).
Одобрено и рекомендовано к печати в качестве учебного издания
Ученым Советом АО «ВНИГРИ» (протокол от 25.12.2018 г.).
УДК 553.982.04(0765)
ББК 26.343.1я7
ISBN 978-5-00125-204-7
© О. М. Прищепа, 2019
© Т. В. Родина, 2019
© Ю. В. Нефедов, 2019
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий лабораторный практикум является учебным изданием, нацеленным на закрепление практических навыков, обучение
использования теоретических знаний при освоении дисциплины
«Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа» — профилирующей дисциплины для специальности 21.05.02 «Прикладная геология» специализации «Геология нефти и газа»
Практикум направлен на овладение навыками, которые используются в практической деятельности геолога, специализирующегося
в области нефтегазовой геологии и получившего теоретические
знания по данному направлению. С целью усвоения знаний в предлагаемом издании содержатся задания и упражнения практического
характера. Лабораторный практикум содержит небольшую теоретическую часть (требующуюся для понимания основ решения практических заданий).
Предметом изучения дисциплины являются как методы подсчета запасов нефти и газа и подготовки данных для его проведения,
так и методы оценки локализованных и прогнозных ресурсов.
Отдельный блок изучения дисциплины посвящен методам
оценки ресурсов как локализованных, так и прогнозных. В качестве
основного метода оценки локализованных ресурсов нефти и газа
подготовленных к бурению объектов предлагается использовать
объемный метод. Рассматриваются особенности подготовки и использования статистических данных для проведения оценки локализованных ресурсов, определяющих успешность поискового бурения, достоверность и подтверждаемость оценок локализованных
ресурсов.
Поскольку для количественной оценки прогнозных ресурсов
при разной изученности применяются разнообразные методы, рассмотрен наиболее распространенный из них — метод геологических
аналогий с использованием широкого круга критериев (тектонических, литологических, геохимических), определяющих коллекторские свойства, свойства покрышек и нефтегазовый потенциал).
Предлагаемый лабораторный практикум позволяет решать на
занятиях различные инженерные задачи, являющиеся типовыми
3
при проведении подсчета запасов нефти и газа и прогнозе перспектив нефтегазоносности участка недр или территории исследования.
В результате выполнения цикла лабораторных работ должны
быть получены и закреплены следующие навыки и компетенции:
– представления о графических методах изображения геологических объектов, вмещающих залежи нефти и газа;
– знания о способах графического решении геологических задач;
– умение составлять геологические карты, разрезы, схемы характеризующие объект подсчета запасов или объект оценки
ресурсов;
– знание методов выделения подсчетных объектов, методов
подсчета геологических и извлекаемых запасов нефти и газа
при разной степени изученности;
– представления о способах получения подсчетных параметров;
– умение производить подсчет запасов нефти и газа;
– умение готовить данные для оценки локализованных и прогнозных ресурсов;
– умение проводить подсчет локализованных ресурсов нефти
и газа;
– навыки использования метода геологических аналогий для
оценки ресурсов углеводородов;
– умение использовать в практической деятельности показатели эффективности геологоразведочных работ (успешность,
достоверность и подтверждаемость ресурсов).
Первые шесть занятий лабораторного практикума направлены
на приобретение навыков построения графических документов, геометризации залежей с использованием прямой и косвенной геологогеофизической информации, а также непосредственно вопросам
подготовки подсчетного плана с выделением категорий запасов
и подсчета запасов залежи объемным методом.
Одно практическое занятие посвящено получению навыков
подготовки данных и оценки локализованных ресурсов, на основе
данных сейсморазведки (структурных карт), использования метода
аналогий и статистических методов получения средних параметров.
Еще одно занятие направлено на получение навыков количественной оценки прогнозных ресурсов с применением метода геологических аналогий, включая подготовку данных, выделение и выбор
4
эталонов, получение набора сравнительных показателей и собственно расчетов.
Завершением цикла является практическая работа, посвященная
получению навыков работы и рассмотрению подходов к последовательности шагов по геологическому моделированию, обеспечивающему подсчет запасов с применением специализированных программных комплексов.
Для каждого практического задания предлагается от 2-х до 4-х вариантов, позволяющих закрепить навыки построения графических
документов и проведения расчетов в рамках рассмотренных вопросов, а также дать возможность преподавателю получить представление о промежуточных и итоговых результатов освоения материала.
При составлении программы и заданий практикума использованы современные методические и инструктивные документы, регламентирующие проведение подсчета запасов углеводородов и оценки
прогнозных и перспективных ресурсов [5, 8–12]. При составлении
отдельных заданий использованы конкретные примеры, любезно
предоставленные специалистами ФГУП (АО) «ВНИГРИ» и адаптированные к изданию Чумаковой О. В. и Жарковой С. И. Отдельные
задания и описание порядка их выполнения адаптированы из ранее
изданного Методического пособия (автор Бжицких Т. Г.) Томского
политехнического университета [1].
Основные методические подходы в предлагаемом учебном издании синхронизированы с действующей в РФ «Классификацией
запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов
нефти и горючих газов» (2013) и регламентирующих, методических
и инструктивных документов по ее применению. Использованными регламентирующими документами определены требования
к изучению нефтегазоперспективных объектов и залежей на различных стадиях геологоразведочных работ и дальнейшего освоения.
Лабораторный практикум, преимущественно, ориентирован на
ознакомление с методами подготовки геологических документов
и данных для подсчета запасов нефти, газа, конденсата и методами
оценки локализованных и прогнозных ресурсов углеводородов.
Печатается по решению Ученого Совета АО «ВНИГРИ». Рекомендовано к использованию в качестве учебного издания кафедрой
«Геология нефти и газа» Геологоразведочного факультета СанктПетербургского Горного Университета.
5
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
1
ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ
ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.
ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ ОПРОБОВАНИЯ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНК И ГВК
Основы теории
В соответствии с «Методическими рекомендациями по применению Классификации запасов нефти и горючих газов» [5, 9] скопления нефти и газа в ловушках различного морфологического и генетического типов являются объектами подсчета запасов нефти и газа.
На основании выполненных геологоразведочных работ определяются объекты подсчета запасов, для каждого из которых строится
геологическая модель, характеризующая форму залежи, ее границы
и внутренние неоднородности.
На первом этапе подготовки данных для оценки объема определяются поверхности, которые ограничивают и контролируют границы залежи. К ним относятся [9]:
– поверхности кровли и подошвы пластов (в пределах которых
находятся скопления углеводородов), отделяющие пласт от
перекрывающих непроницаемых пород, а также от подстилающих пластов;
– поверхности, разделяющие продуктивный пласт на зоны
с разным составом флюидов (разным характером насыщения
пластов) — поверхности водонефтяного (ВНК), газонефтяного
(ГНК) и газоводяного (ГВК) контактов;
– поверхности, разграничивающие породы-коллекторы от непроницаемых пластов, обусловленные изменением свойств
пород, их литологическим составом, петрофизическими
свойствами или другими геологическими неоднородностями
(например, несогласием);
– поверхности дизъюнктивных нарушений, обуславливающих
гидродинамическое разобщение разных блоков пород относительно друг друга.
6
Ограничивающие поверхности в линиях их пересечения контролируют границы распространения залежи. В качестве таких границ
(линий) выделяются внешний и внутренний контур нефте(газо)носности залежи, линии выклинивания коллекторов, линии тектонического (дизъюнктивного) нарушения и др.
С целью подготовки данных для расчетов объема залежи проводится геометризация не только ограничивающих залежь поверхностей, но и расчленение по емкостным, фильтрационным свойствам
пород-коллекторов и физико-химических свойствам флюидов, которые отражаются на картах:
– эффективных и насыщенных толщин пород-коллекторов,
характеризующих изменение эффективного насыщенного
объема залежи;
– пористости, проницаемости и насыщенности пород-коллекторов, отражающих изменение емкостных свойств пород-коллекторов в пределах залежи;
– свойств флюидов насыщающих породы-коллекторы, характеризующих изменение свойств флюидов по площади и разрезу
залежи.
КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
При наличии на площади работ нескольких поисковых или разведочных скважин с целью геометризации залежи и построения
геологической модели проводится детальная корреляция разрезов
скважин. Основной целью корреляции является выявление одновозрастных пластов в разрезе скважин, прослеживания их между
соседними скважинами, изменения таких свойств как толщина,
литологический и физический состав пород, изменчивость свойств.
Также корреляция позволяет выявить последовательность залегания
пород, и выпадающие из разреза толщи и пласты.
Корреляция разрезов скважин выполняется на основе данных
геофизических исследований скважин (ГИС) и базируется на выделении и прослеживании в разрезах скважин реперов (региональных
и локальных) и расчленении разреза между ними на однородные
и неоднородные интервалы, различающиеся по литологическому
составу пород и характеру насыщения коллекторов различными
флюидами.
7
В качестве реперных границ наиболее часто используются глинистые пласты, пропластки углей, или, наоборот, пласты плотных
карбонатных пород.
Важным этапом корреляции является выбор скважины с эталонным разрезом. Он должен отвечать следующим характеристикам: быть наиболее полным, содержать все, прослеживаемые на
изучаемой площади реперы, быть хорошо дифференцированным,
иметь представительную изученность как геофизическими исследованиями скважины, так и по керну и опробованием. Одним из
условий выбора скважины с эталонным разрезом является ее расположение в центральной части изучаемой площади.
На эталонном разрезе производят индексацию реперных горизонтов, стратиграфических подразделений и всех продуктивных
пластов.
На следующем этапе корреляции поочередно сравниваются
разрезы скважин ближайших к эталонной. В коррелируемой паре
скважин прослеживают сначала реперы и сопоставляются отдельные пласты между реперами. Затем выполняется последовательная
попарная корреляция разрезов скважин, более удаленных от эталонной скважины. При корреляции уделяется внимание закономерностям изменения толщин между реперами, последовательности
и полноты напластования и прослеживаемости отдельных неоднородностей (пропластков).
Корреляционные схемы, составленные по данным каротажа,
должны включать результаты описания керна в местах его отбора,
результаты выделения поровых и проницаемых пород, нефтеи газонасыщенных интервалов, интервалов перфорации, положений
контактов нефть-вода, газ-нефть и газ-вода, отметки глубин и абсолютные отметки.
При составлении иллюстрирующих новое открытие геологических документов для привязки и идентификации продуктивных
пластов необходимо прикладывать схему корреляции первой пробуренной скважины с ближайшими скважинами соседних месторождений.
Такой же подход используется и для недоизученных месторождений, где также рекомендуется составлять схемы сопоставления
перспективных интервалов (а иногда и всей скважины) с разрезами
8
соседних хорошо изученных месторождений, аналогичных по геологическому строению.
В случае отбора керна из интервалов скважины, по которым
составляется схема корреляции, на ней указывается место отбора
и ставится (если позволяет масштаб) номер долбления.
Поскольку при корреляции основная смысловая нагрузка связана с выделением прослеживаемых границ и пластов, то одним
из часто употребляемых приемов является выравнивание разреза,
реально не связанного с абсолютными отметками. И, наоборот, для
некоторых скважин, в случае необходимости отражения фактического (структурного) положения разреза выравнивание выполняется
по абсолютным отместкам реперного пласта вблизи продуктивного.
Разрезы выравниваются по линии сопоставления, которая совмещается с репером, если в результате детальной корреляции установлено, что последовательность напластования не нарушена и границы
являются близкими к параллельным. В случае выявления нарушения последовательности напластования в нижней части исследуемого пласта линия сопоставления принимается выше границы несогласия при нарушении, и, наоборот, в случае выявления нарушения
в верхней части пласта — ниже поверхности несогласия.
Последовательность корреляции предусматривает этапы прослеживания границ от более надежных и обоснованных к менее
надежным и выдержанным. Таким образом, сначала соединяются
основные, потом дополнительные реперы. Затем прослеживаются
выдержанные глинистые разделы, карбонатные слои и пластыколлекторы.
При выдержанной последовательности напластования (согласном залегании) границы проводятся прямыми линиями, а при
невыдержанном (несогласном) — волнистыми. В случае выявления
между скважинами замещения (литологии или фаций) они отражаются на схеме корреляции ломаной вертикальной линией.
Детальная корреляция позволяет перенести от эталонной скважины отбивки стратиграфических границ пластов и горизонтов,
кровли и подошвы пластов-коллекторов.
Детальная корреляция должна отражать выдержанность или
прерывистость толщ между реперами, в том числе пластов-коллекторов и их отношения с непроницаемыми разделами (рис. 1).
9
4-Верхнегрубешорская
Коллекторские толщи
15-Мишваньская
1-Южно-Ошская
D3zd
D3vg
D3ev-lv
D3vt
10
Рис. 2. Пример схемы детальной корреляции месторождения Тимано-Печорской НГП (с использованием данных ГИС, керна и результатов опробования)
с выдержанными пластами
11
При использовании компьютерных технологий для проведения
корреляции разрезов в текстовой части отчета по подсчету запасов
необходимо указать название применяемых программных комплексов, а также дать их краткое описание, результаты корреляции представить в форме, позволяющей проводить экспертную проверку.
К отчету по подсчету запасов схемы корреляции разреза представляются в масштабе 1 : 200, а при значительной толщине продуктивной части разреза (до 1000 м) представление схем корреляции
возможно в масштабе 1 : 500.
Схема корреляции продуктивных отложений составляется для
каждого продуктивного пласта.
Поскольку при построении схем корреляции в силу существенно большей удаленности скважин друг от друга (в сравнении с толщиной самого коррелируемого разреза) трудно отразить детали разреза при одинаковом масштабе (горизонтальный и вертикальный),
то они часто не совпадают.
С целью возможности отражения деталей строения изучаемого
интервала пласта в скважине вертикальный масштаб варьирует от
толщины, а горизонтальный масштаб выбирается соответственно
масштабу структурной карты и тогда он варьирует от 1 : 50 000 до
1 : 25 000 (иногда до 1 : 10 000). Горизонтальный масштаб при значительной толщине продуктивного разреза или отражении на схеме
корреляции нескольких пластов в пределах единого комплекса схемы корреляции даются в масштабе 1 : 1000. При меньших толщинах
выбирается масштаб 1 : 500.
Скважины на схемах детальной корреляции разрезов размещаются в последовательности, соответствующей отражению реальной
последовательности расположения на местности и часто в последовательности представленного в отчете по подсчету запасов геологическому профилю.
На схемах корреляции отражаются диаграммы ГИС, результаты
изучения керна и результаты опробования скважин в исследуемой
толще или интервале.
12
СХЕМА ОПРОБОВАНИЯ И ОБОСНОВАНИЕ УРОВНЯ
ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОВОДЯНОГО
КОНТАКТОВ
Схема опробования является одним из важнейших элементов
геологической документации сопровождающей отчет по подсчету
запасов нефти и газа.
Схема опробования строится на основе комплексных результатов опробования скважин и интерпретации, выполненных в скважинах ГИС. Схема составляется в абсолютных отметках и чаще
всего либо поинтервально, либо с привязкой к конкретному продуктивному пласту (группе близко расположенных в разрезе пластов).
На схеме указываются глубина и абсолютные отметки интервалов,
выделенных по результатам интерпретации ГИС пластов-коллекторов, результаты опробования и перфорации, и характеристика
нефтегазонасыщенности по данным каротажа.
Основным предназначением схемы опробования является обоснование положения границ раздела флюидов. Схема опробования
подразумевает обоснование положений контактов нефть-вода (ВНК),
газ-нефть (ГНК) и газ-вода (ГВК).
Схемы опробования составляются с сохранением в масштабе
расстояний между скважинами с указанием абсолютных отметок
кровли или подошвы пластов, отсчитываемых от уровня моря.
В редких случаях, когда исследуемая часть разреза залегает выше
уровня моря, отметки кровли или подошвы будут со знаком плюс,
в большинстве же случаев залегания ниже уровня моря, отметки
будут иметь минусовые значения. В таблицах (стратиграфических
разбивок, выделения толщин продуктивных пластов) традиционно указываются как абсолютные отметки, так и глубины или
приводится альтитуда каждой скважины, позволяющая перейти
от глубин к абсолютным отметкам при нанесении конкретных
интервалов пластов и результатов опробования или испытания
скважин.
Водонефтяной контакт — граница, разделяющая в пласте
нефть и воду. Фактически строгой границы раздела нефти и воды
не существует. Она представляет собой переходную зону той или
13
иной толщины, в которой содержатся как нефть, так и свободная
вода.
Определение положения ВНК базируется на интерпретации
геофизических исследований скважин и опробовании скважин
непосредственно в процессе бурения. Сопоставление результатов опробования при изучении необсаженных и обсаженных
неперфорированных скважин с данными комплекса методов
ГИС — электрометрии и радиометрии позволяет получить представление о положении ВНК. В обсаженных перфорированных
скважинах указанные методы не позволяют получить представление о ВНК, поскольку искажаются влиянием гидродинамических
сил в прискважинной и удалённой частях пласта, что отрицательно сказывается на точности определения текущего положения
контакта.
В пределах нефтяных (газовых) залежей в разрезе выделятся
две зоны: верхняя зона, из которой получены безводные притоки
нефти (газа) — зона однофазной фильтрации, и нижняя зона — двухфазной фильтрации, из которой уже в начале эксплуатации получены притоки воды с нефтью (газом) — зона смешанной фильтрации,
которая и является ВНК (или ГВК). В смешанной зоне наблюдается
закономерное уменьшение нефти по мере удаления от однофазной
нефтяной зоны к зоне чистой воды, и наоборот содержание воды
в пласте увеличивается сверху вниз в смешанной зоне двухфазной
фильтрации.
За нижнюю границу залежи принимается водонефтяной (газоводяной) контакт ВНК (ГВК), являющийся границей, ниже которой
при опробовании получены притоки воды, а выше притоки нефти
(газа) с водой. Эту границу называют также уровнем свободной
воды.
Для нахождения абсолютной отметки ВНК на основе таблицы
исходных данных, полученных по результатам интерпретации ГИС
и опробования, составляется схема опробования (рис. 3) [6].
Доказанный контур нефтеносности (ДКН) проводится по нижним дырам интервала перфорации в случае, если по результатам
опробования ни в одной из скважин не получен приток воды [6].
В случае получения в каких-то скважинах притока воды по нижним дырам интервала перфорации проводится ВНК (рис. 4).
14
Рис. 3. Обоснование доказанного контура нефтеносности.
Интервалы: 1 — «сухой», 2 — нефтенасыщенный, 3 — перфорированный
с абсолютными отметками перфорации; Qн — приток нефти
Рис. 4. Обоснование контура ВНК.
Интервалы: 1 — нефтенасыщенный, 2 — водонасыщенный, 3 — перфорированный с абсолютными отметками перфорации; Qн — приток нефти
15
Если разница между абсолютной отметкой нижнего интервала
перфорации, где получена нефть, и абсолютной отметкой верхнего
отверстия интервала перфорации, давшего при опробовании воду,
велика, то линия ВНК проводится посередине расстояния между
отметками.
Для газовых залежей характерным является, также как и для
нефтяных, наличие переходной зоны (от газовой к водяной частям)
двухфазной фильтрации. Но в газовых залежах, в отличие от нефтяных, смешанная зона обычно составляет первые метры, поэтому
подсчет содержащихся в ней запасов газа, как правило, не представляет практического интереса.
Для определения положения контактов в разрезе скважин используют информацию, полученную в процессе проводки скважины
(о нефтегазонасыщенности разреза), при испытании пластов в процессе бурения и в колонне (о нефтегазонасыщенности разреза);
результаты замеров и измерений в открытом стволе (измерения
пластового давления в открытом стволе с помощью приборов на
каротажном кабеле) и результаты интерпретации данных ГИС.
В газонефтяных залежах границей раздела газовой и нефтяной
частей залежей является ГНК.
Положение ГНК определяется по материалам повторных измерений методом НК или ИННК, выполненных в обсаженных скважинах. В открытом стволе — по данным методов ГИС, реагирующих на
изменение плотности и вязкости пластовых флюидов (НК, ИННК,
ГГКП, АК, ГДК), а также по объему и составу углеводородных
газов, отбираемых с помощью ОПК.
После определения абсолютной отметки ВНК, ГНК, ГВК как
доказанных уровней нефте(газо)носности они используются для нанесения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на карту
кровли и подошвы продуктивного пласта, что будет использовано
в задании практической работы № 2 настоящего Практикума.
При составлении схем корреляции, геологических профилей
и схем опробования учитываются абсолютные отметки кровли
(или подошвы) пластов, отсчитываемые от уровня моря. Пласты,
залегающие выше уровня моря, имеют отметки кровли или подошвы со знаком плюс, а пласты, залегающие ниже уровня моря, — со
знаком минус. В таблицах (стратиграфических разбивок, выделения
16
толщин продуктивных пластов) традиционного указываются как абсолютные отметки, так и глубины или приводится альтитуда с каждой скважины, позволяющая перейти для вертикально пробуренных
скважин от глубин к абсолютным отметкам при нанесении конкретных интервалов пластов и результатов опробования или испытания
скважин.
Для наклонно пробуренных скважин при определении абсолютных отметок пластов необходимо учитывать данные инклинометрии, учитывающие зенитный угол и азимутальное направление
скважины.
Порядок выполнения практической работы № 1
1. Построение плана расположения скважин.
2. Построение геологического профиля (схемы корреляции)
продуктивного пласта.
3. Построение схемы опробования продуктивного пласта.
4. Определение ВНК.
В таблице 1 приведены данные для построения геологического
профиля (схемы корреляции), схемы опробования (практическая
работа № 1), а также структурных карт (практическая работа № 2).
Исходные данные приведены в двух вариантах заданий (в первом варианте задания использованы уточненные данные, приведенные в «Методических рекомендациях...» [1]).
17
Таблица 1
Исходные данные для построения схемы расположения скважин,
схемы корреляции и схемы опробования
(вариант 1)
№ скважин
Координаты Абсолют. отметка Абсолют. отметка Абсолют. отметка
скважин
кровли пласта,
подошвы пласта,
ВНК по ГИС
Наок, м
Наоп, м
ВНКао, м
А
Б
1-П
3,0
8,5
3030,2
3041,0
3037,2
2-П
3,0
5,5
3034,0
3048,2
3037,0
3-П
5,5
12,0
3038,2
3049,6
4-Р
6,0
9,0
3022,0
3032,5
5-Р
4,5
7,0
3018,2
3031,0
6-Р
5,5
4,5
3026,0
3033,2
7-Р
3,5
3,0
3032,0
3044,4
3036,2
8-Р
8,0
11,2
3028,0
3041,8
3036,8
9-П
7,5
7,5
3014,0
3029,0
10
7,0
3,8
3030,2
3043,2
11
9,5
9,5
3018,0
3031,0
12
10,5
8,5
3010,2
3028,8
13
10,0
6,0
3021,8
3032,0
14
10,5
3,5
3031,8
3044,6
15
13,5
12,5
3034,0
3046,0
16
13,0
10,5
3028,4
3041,2
17
12,5
7,5
3019,2
3031,4
18
15,0
8,0
3038,0
3048,2
19
14,0
5,5
3035,6
3043,2
20
13,5
3,0
3042,0
3050,0
3036,8
3037,0
3036,8
Принятый
ВНКао,
по ГИС
18
Таблица 1
Исходные данные для построения схемы расположения скважин,
схемы корреляции и схемы опробования
(вариант 2)
№ скважин
Координаты Абсолют. отметка Абсолют. отметка Абсолют. отметка
скважин
кровли пласта,
подошвы пласта,
ВНК по ГИС,
Наок, м
Наоп, м
ВНКао, м
А
В
11-Р
1,0
6,0
1830,2
1841,0
1834,2
12-Р
1,0
4,5
1833,4
1846,2
1834,0
13-П
8,0 12,0
1838,2
1849,6
14
4,0
8,5
1822,0
1832,5
15
2,5
6,0
1818,2
1831,0
16
3,5
5,0
1826,0
1833,2
17
1,5
2,0
1832,0
1844,4
1834,2
18
6,0 10,2
1828,0
1841,8
1833,8
19-П
5,5
7,5
1810,0
1825,0
20
5,0
1,5
1834,2
1847,2
1-П
7,5
8,5
1818,0
1831,0
2-П
8,5
7,5
1810,2
1828,8
3-П
8,0
5,0
1821,8
1832,0
4-П
8,5
2,5
1831,8
1844,6
5-П
11,5 11,5
1834,0
1846,0
6-П
11,0
8,5
1828,4
1841,2
7-П
10,5
6,5
1819,2
1831,4
8--П
15,0
7,0
1838,0
1848,2
9-Р
12,0
4,5
1835,6
1843,2
10-П
11,5
2,0
1842,0
1850,0
1834,0
1833,8
Принятый
ВНКао,
по ГИС
19
Выполнение практической работы
При построении геологического профиля (схемы корреляции)
рекомендуется пользоваться горизонтальным масштабом, который
будет применен для построения структурных карт — 1 : 50000, при
котором 1 см соответствует 500 м. Рекомендуемый вертикальный
масштаб 1 : 500.
Работа выполняется в следующем порядке.
1. Для построения геологического профиля необходимо определить в масштабе построения структурных карт расстояния
между скважинами для чего предварительно их необходимо нанести на план, используя таблицу данных № 1.
а) на миллиметровой бумаге формата А3 построить план расположения скважин на площади (используется координаты, приведенные в таблице 1). Для этого выбирается исходная точка (в нашем
случае удобнее выбрать точку пересечения осей с отметкой, как по
вертикали, так и по горизонтали — 2, чтобы в дальнейшем не пересекались оси со структурными построениями. Через выбранную
точку проводятся две оси: Ось Б вертикальная, вверх листа и ось
А — горизонтальная в правую часть листа. На осях откладывается
условная сетка заданного масштаба. Все условные координаты
скважин имеют положительные значения и по оси Б откладываются
вверх листа (север), а по оси А — направо (восток);
б) на план расположения скважин нанести номера скважин,
а сами скважины обозначить в соответствии с условными обозначениями (табл. 3);
в) выбрать два пересекающихся вкрест друг другу направления,
которые наиболее полно охарактеризуют коррелируемый пласт.
Одно из рекомендуемых направлений для варианта 1 по линии
скв. 2, 5, 9, 12, 16 и 15 (в варианте 2 по линии скважин 12, 15, 19, 2,
6 и 5). Второе направление (примерно перпендикулярно первому)
выбирается самостоятельно;
г) в соответствии с абсолютными отметками кровли пласта обозначить вертикальную масштабную линейку в масштабе 1 : 50000 со
значением в верхней части равному абсолютной отметке наиболее
высокой отметки кровли пласта в скважинах;
д) через все точки проекций скважин провести вертикальные
линии;
20
е) вынести на вертикальные линии скважин отметки кровли
и отметки подошвы пласта;
ж) вынести для всех испытанных и опробованных скважин,
расположенных на геологическом профиле, отметки альтитуд (полученные из таблицы 2);
з) соединить точки кровли пласта и точки подошвы пласта.
Сгладить линию поверхности кровли и подошвы пласта;
и) вынести отметки ВНК, выделенные в отдельных скважинах
на геологический профиль.
2. Для построения схемы опробования пласта используются
данные из таблиц 1 и 2. Последовательность шагов такая же, как
и при построении схемы корреляции.
1) Необходимо нанести на схему опробования (используя таблицу данных.
2) Результаты опробований, указав дебиты нефти и воды в скважинах:
Таблица 2
Исходные данные для построения схем опробования
и структурных карт
(вариант 1)
№
скважин
Эффетивная
толщина,
hэф, м
Нефтенасыщенная
толщина,
hнеф, м
1-П
9,2
3,4
2-П
3-П
4-Р
5-Р
6-Р
10,1
8,8
10,2
12,2
6,8
–
–
10,2
12,2
6,8
7-Р
7,8
2,0
8-Р
11,9
5,2
9-П
14,2
14,2
Интервалы перфорации,
глубина, м;
Результаты опробования,
глубина, дебит нефти или
воды, м3/сут на штуцере
3228,0–3234,0;
Qн6 – 12,6; Qв6 – 16,3
–
–
3062,0–3068,0; Qн6 – 31,8
3230,0–3238,0; Qн4 – 29,9
3269,0–3275,0; Qн4 – 21,8
3223,0–3230,0;
Qн8 – 21,9; Qв8 – 7,1
3265,0–3272,0;
Qн6 – 36,5; Qв6 – 10,1
–
Интервалы перфорации, абсолютная
отметка,
Наоип, м
3031,9–3037,9
–
–
3023,8–3029,8
3021,2–3029,2
3026,5–3032,5
3032,0–3039,0
3029,9–3036,9
–
21
Т а б л и ц а 2. Вариант 1 (окончание)
№
скважин
Эффетивная
толщина,
hэф, м
Нефтенасыщенная
толщина,
hнеф, м
10
8,6
3,6
11
12,2
12,2
12
16,4
16,4
13
9,6
9,6
14
8,4
2,2
15
8,2
–
16
10,8
5,2
17
18
19
20
11,6
6,6
6,2
6,2
11,6
–
–
–
Интервалы перфорации,
глубина, м;
Результаты опробования,
глубина, дебит нефти или
воды, м3/сут на штуцере
3084,0 –3090,0;
Qн4 – 28,4; Qв6 – 7,2
3055,0 –3066,0;
Qн6 – 21,3
3068,0 –3076,0;
Qн6 – 41,3
3250,0 –3256,0;
Qн6 – 32,7
3273,0 –3280,0;
Qн4 – 29,1; Qв6 – 7,7
–
3238,0 –3245,0;
Qн8 – 36,9; Qв8 – 9,9
–
–
–
–
Интервалы перфорации, абсолютная
отметка,
Наоип, м
3030,7–3036,7
3020,4–3031,4
3013,4–3021,4
3024,4–3030,4
3032,0–3039,0
–
3030,7–3037,7
–
–
–
–
Таблица 2
Исходные данные для построения схем опробования
и структурных карт
(вариант 2)
№
скважин
Эффективная
толщина,
hэф, м
Нефтенасыщенная
толщина,
hнеф, м
11-Р
9,2
3,4
12-Р
13-П
14
10,1
8,8
10,2
0,6
–
10,2
22
Интервалы перфорации,
глубина, м;
Результаты опробования,
глубина, дебит нефти или
воды, м3/сут на штуцере
1828,0 –1834,0;
Qн6 – 12,6; Qв6 – 16,3
–
–
1862,0 –1868,0; Qн6 – 41,6
Интервалы перфорации, абсолютная
отметка,
Наоип, м
1831,9–1837,9
–
–
1823,8–1829,8
Т а б л и ц а 2. Вариант 2 (окончание)
№
скважин
Эффективная
толщина,
hэф, м
Нефтенасыщенная
толщина,
hнеф, м
15
16
12,2
6,8
12,2
6,8
17
7,8
2,0
18
11,9
5,2
19-П
20
1-П
2-П
3-П
14,2
8,6
12,2
16,4
9,6
14,2
–
12,2
16,4
9,6
4-П
8,4
2,2
5-П
8,2
–
6-П
10,8
5,2
7-П
8-П
9-Р
10-П
11,6
6,6
6,2
6,2
11,6
–
–
–
Интервалы перфорации,
глубина, м;
Результаты опробования,
глубина, дебит нефти или
воды, м3/сут на штуцере
1830,0 –1838,0; Qн4 – 29,9
1869,0 –1875,0; Qн4 – 11,8
1823,0 –1830,0;
Qн8 – 21,9; Qв8 – 7,1
1865,0 –1872,0;
Qн6 – 6,5; Qв6 – 20,1
1845,5–1852,9; Qн6 – 46,5
1884,0 –1890,0; Qв6 – 26,2
–
1868,0 –1876,0; Qн6 – 41,3
1850,0 –1856,0; Qн6 – 32,7
1873,0 –1880,0;
Qн4 – 9,1; Qв6 – 17,7
–
1838,0 –1845,0;
Qн8 – 16,9; Qв8 – 29,9
1865,4 –1870,4; Qн6 – 6,5
–
–
–
Интервалы перфорации, абсолютная
отметка,
Наоип, м
1821,2–1829,2
1826,5–1832,5
1832,0–1839,0
1829,9–1836,9
1810,0–1825,0
1830,7–1836,7
–
1813,4–1821,4
1824,4–1830,4
1832,0–1839,0
–
1830,7–1837,7
1820,8–1825,8
–
–
–
3) В соответствии с данными, приведенными в таблицах 1 и 2
(данные по выделению пласта по результатам интерпретации
каротажа) со схемой опробования и схемой корреляции определить
доказанный уровень нефтеносности и ВНК залежи. Вписать полученный ВНК для каждого из рассмотренных вариантов в таблицу 1 и использовать полученное значение в дальнейших построениях и расчетах.
Нанести полученный ВНК на геологический профиль, на схему
опробования.
23
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
2
ГЕОМЕТРИЗАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И
ГАЗА. ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ
ПО КРОВЛЕ И ПО ПОДОШВЕ ПЛАСТА
Основы теории
Построение структурных карт по данным бурения и сейсморазведки.
Структурные карты в совокупности с геологическими разрезами, схемой корреляции и схемой опробования позволяют
охарактеризовать детальное строение залежи нефти или газа.
Структурная карта изображается в виде системы горизонталей, называемых изогипсами. Интервал по высоте, через который
проводят изогипсы, называется сечением изогипс.
Структурная карта представляет собой графическое изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы пласта. Основным предназначением структурных построений является
создание графической модели поверхности (подошвы) природных
геологических тел — пластов, толщ, пачек или частей пластов. Структурные карты позволяют получить наглядное представление о форме
подземного рельефа, провести в пространстве границы изучаемой
поверхности, а также при поисках нефти и газа призваны отобразить
и учесть в расчетах линии пересечения структурных поверхностей
с важнейшими поверхностями, определяющими геометрию залежи,
зоны распространения коллекторов и заполнения различными флюидами, включая углеводороды различного фазового состояния.
Построение структурной карты основано на условном рассечении множеством горизонтальных плоскостей изучаемой поверхности, в результате которых определяются контуры линий пересечения
этих плоскостей с кровлей или подошвой пласта. Такие контуры
пересечения называются изогипсами. По характеру расположения
изогипс можно судить о крутизне залегания пласта: чем они ближе
друг к другу, тем положение пласта круче.
24
Для любого пласта или группы пластов могут быть построены
как структурная карта кровли (поверхности раздела пласта с вышележащими отложениями), так и подошвы — поверхности раздела
пласта с подстилающими отложениями. При подсчете запасов (особенно для пластового типа залежи) обязательно строятся карты и по
кровле и по подошве продуктивного пласта.
В качестве верхней границы залежи обычно принимается
кровля продуктивного горизонта (кровля первого сверху пласта
коллектора). За нижнюю границу залежи (пластовой залежи) принимают подошву продуктивного пласта (подошву нижнего пласта
коллектора).
При построении структурных карт используются как данные
сейсморазведки, так и данные структурного бурения. В процессе изучения структурные карты, полученные по данным сейсморазведки,
уточняются в результате вскрытия изучаемых поверхностей глубокими скважинами.
Данные сейсморазведки при построении структурных карт
определяются уменьшением ошибки интерполяции между скважинами и для хорошо изученных поверхностей.
Идеальным является случай полного совпадения отражающего
горизонта (ОГ), прослеживаемого сейсморазведкой с поверхностью
изучаемого пласта. Такой случай возможен при существенном изменении свойств (прежде все акустических или плотностных) на
поверхности раздела пластов (например, смены пласта песчаника
на глину, смены карбонатного пласта на глинистый). В этом случае
структурную карту корректируют путем совместной интерполяции
отметок кровли (подошвы) по скважинам и отметок кровли (подошвы) отражающего горизонта по данным сейсморазведки. Учитывая, что отметки, полученные в скважинах определяются с большей
точностью, чем отметки по ОГ, полученные сейсморазведкой,
первым отдается предпочтение.
Наиболее частым случаем является несовпадение отражающего
горизонта с поверхностью пласта. Тогда структурная карта строится
методом схождения.
Применяется следующая процедура построения структурной
карты (рис. 5):
1. Построение структурной карты поверхности ОГ по данным
сейсморазведки.
25
2. Определение разности отметок поверхности ОГ по данным
сейсморазведки и кровли (подошвы) пласта по данным бурения.
3. Построение схемы разности отметок кровли отражающего
горизонта и кровли изучаемого пласта.
4. Суммирование двух карт (карты поверхности ОГ и карты разности отметок отражающего горизонта и кровли пласта) дает карту
по кровле (подошве) пласта с учетом схождения данных.
Рис. 5. Схема уточнения структурной карты кровли пласта методом
схождения
Выбор сечения изогипс при построении структурных карт делается исходя из характера изучаемой поверхности, крутизны ее
залегания, масштаба проводимых построений и требований к детальности изображения. По требованиям к построениям карт по
данным сейсморазведки высота сечения изогипс должна быть больше случайной составляющей изменчивости картируемого признака.
Существуют различные способы построения структурных карт.
Одним из наиболее простых и применяемых (особенно в период до
массового использования специализированных программных комплексов) способов построения структурных карт по данным скважин является способ треугольников.
26
Способ треугольников основан на нахождении между парами
скважин с известными абсолютными отметками залегания картируемой поверхности положения точек с промежуточными значениями
отметок и на проведении через точки с одинаковыми отметками
линий равных значений изогипс.
Соседние скважины соединяются на плане линиями. Между
тремя скважинами, таким образом, образуется треугольник (рис. 6).
При этом с целью недопущения интерполяции на большие расстояния наиболее рациональным является использование треугольников, короткая сторона которых располагается вдоль оси (склона)
структуры, а длинные стороны, наоборот, расположены поперек
структуры. Затем на каждой линии, образующей сторону треугольника, по правилу линейной интерполяции, находят точки со значениями отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами. Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии,
соединяющий две скважины, на всем ее протяжении постоянен.
Построение структурной карты производится на плане расположения скважин, где указано положение устьев и забоев в месте
пересечения скважиной кровли пласта. Абсолютные отметки подписываются на карте у точки, обозначающей местоположение скважины. Вверху дроби подписывается номер скважины, а под номером
подписывается абсолютная отметка кровли или подошвы пласта.
До соединения изогипс намечается сеть линий, по которой будет
проводится интерполяция. При проектировании этой сети придерживаются следующих правил:
– линии должны проводиться, в основном, по падению пластов;
– нельзя соединять линиями скважины, расположенные на разных крыльях структуры или разных блоках;
– следует избегать острых углов между линиями опорной сети,
т. к. это может привести к неправильному искривлению горизонталей.
Порядок выполнения работы:
1. Построение структурной карты по кровле пласта.
2. Построение структурной карты по подошве пласта.
3. Определение на картах положения внешнего и внутреннего
контуров нефтеносности.
27
Исходные данные
Данные для построения структурных карт приведены в таблицах 1 и 2 (практическая работа № 1).
Выполнение практической работы
При построении структурных карт рекомендуется, как и в предыдущей работе, пользоваться масштабом 1 : 50000, при котором
1 см соответствует 500 м [1].
Работа выполняется в следующем порядке.
1. Для построения структурной карты по кровле пласта
(рис. 6) необходимо:
а) построить по заданным координатам (таблица 1 — варианты
1 и 2) на миллиметровой бумаге формата А3 план расположения
скважин по методике, описанной в пункте 1 предыдущей практической работы;
Рис. 6. Пример структурной карты по кровле пласта
28
б) на план расположения скважин нанести абсолютные отметки
кровли пласта в каждой скважине (таблица 1);
в) нанести отметки значений изогипс на линиях соединяющих
скважины методом треугольников с учетом интерполяции с сечением изогипс 5 м (например, –1810 м, –1815 м, — 1820 м и т. д.);
г) провести изогипсы кровли пласта соединяя точки равных
значений отметок изогипс (рис. 6).
В нашем примере положение ВНК в целом по залежи варьирует и соответствует абсолютной отметке –3034 м (вариант 1)
и –1834 м (вариант 2) (рис. 6).
2. Для построения структурной карты по подошве пласта
(рис. 7) необходимо:
а) построить по заданным координатам (таблица 1 — варианты
1 и 2) на миллиметровой бумаге формата А3 план расположения
скважин по методике, описанной в пункте 1 предыдущей практической работы;
б) на план расположения скважин нанести абсолютные отметки
залегания подошвы пласта в каждой скважине (таблица 1);
в) нанести отметки значений изогипс подошвы пласта на линиях соединяющих скважины методом треугольников с учетом
интерполяции с сечением изогипс 5 м (например: –1830 м, –1835 м,
–1840 м и т. д.);
г) провести изогипсы подошвы пласта, соединяя точки равных
значений отметок изогипс (рис. 7).
3. Положение внешнего контура нефтеносности залежи определяется в соответствии со структурной картой по кровле пласта
и ВНК.
В качестве ВНК принимается линия, которая проводится на
структурной карте кровли пласта по абсолютной отметке, соответствующей принятому гипсометрическому положению ВНК
(например, абсолютная отметка ВНК по залежи в целом в варианте 1 –3034 м и варианте 2 –1834 м). При этом при проведении линии
внешнего контура нефтеносности также выдерживаются интерполяции от ближайших линий изогипс. Так в варианте 1 удаление от
изогипсы –3035 м составит 1/5 часть расстояния между изогипсами
–3035 м и –3030 м или 4/5 от изогипсы –3030 м.
29
Рис. 7. Пример структурная карта по подошве пласта (пример)
а) провести на структурной карте кровли пласта внешний
контур нефтеносности по оконтуривающей изогипсе (в соответствии с определенным ВНК из практической работы № 1 (например –3034,0 м в варианте 1 или –1834,0 м в варианте 2).
Положение внутреннего контура нефтеносности определяется
по структурной карте по подошве пласта и по ВНК. В качестве
внутреннего контура нефтеносности принимается линия, которая
проводится на структурной карте подошвы пласта по абсолютной
отметке, соответствующей принятому гипсометрическому положению ВНК (например, абсолютная отметка ВНК по залежи в целом
в варианте 1 –3034 м и варианте 2 –1834 м).
б) провести внутренний контур нефтеносности на карте подошвы пласта по оконтуривающей изогипсе (в примере –3034 м или
–1834 м) (рис. 7).
Оформление структурной карты производится с использованием условных обозначений, приведенных в таблице 3 настоящего
практикума.
30
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
3
ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ОБЩИХ,
ЭФФЕКТИВНЫХ И ЭФФЕКТИВНЫХ
НЕФТЕ(ГАЗО)НАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН
Основы теории
Карты общих и эффективных толщин пласта характеризуют
изменение по площади толщины его проницаемой части.
Карта эффективных нефте(газо)насыщенных толщин пласта
составляется только в пределах залежи на основе карты эффективных толщин.
При построении карт используются результаты выделения
пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических
исследований.
На практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов
и непроницаемых разностей пород, поэтому общая эффективная
толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов независимо от их характера насыщения. При этом одновременно определяют как общую эффективную,
так и нефте(газо)насыщенную толщину пласта.
При построении карт возле каждой скважины в виде дроби наносятся их значения, где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эффективная нефте(газо)насыщенная
толщина.
При построении карт общих, эффективных и нефте(газо)насыщенных толщин необходимо иметь в виду, что область полного
нефте(газо)насыщения пласта (чисто нефтяная (газовая) зона (ЧГЗ))
ограничивается внутренним контуром нефте(газо)носности и в этой
области для каждой скважины значения эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных толщин будут равны и на карте их
значения в числителе и знаменателе будут одинаковы.
31
В пределах водонефтяной (газоводяной) зоны между внутренним и внешним контуром нефте(газо)насыщенной является только
часть пласта (водонефтяная (газоводяная) зона — ВНЗ (ГВЗ)) и на
карте наносимые величины толщин у скважин в числителе будет
больше, чем в знаменателе.
Методика построения карт эффективных и нефтенасыщенных
толщин аналогична методике построения структурных карт способом треугольников. Для построения этих карт используются определенные по результатам интерпретации ГИС толщины исследуемой
части разреза. Значения толщин наносятся на план расположения
скважин и подписываются у устья скважины, а для искривленных
скважин — около точки пересечения скважины с кровлей пласта. По
выписанным значениям с использованием способа треугольников
проводятся линии равных толщин, называемые изопахитами. В соответствии с этим карты толщин называют картами изопахит (рис. 8).
Карты эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных
толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или
горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.
В скважинах, пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в водонасыщенной зоне около скважины дробью в числителе
будет стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль. В связи с этим для построения карты нефтенасыщенных толщин следует вначале составить карту общих толщин, затем
карту эффективных толщин. Метод построения карт такой же, как
и структурной карты — метод линейной интерполяции.
В пределах внутреннего контура нефтеносности карта
эффективных толщин является одновременно и картой нефтенасыщенных толщин в связи с тем, что эффективные толщины пласта
во внутренней зоне являются все нефтенасыщенными. В пределах
водонефтяной (смешанной) зоны проводятся изолинии нефтенасыщенной толщины пласта (изопахиты). Изопахиты нефтенасыщенной части проводятся путем интерполяции между значениями точек
пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами
эффективных толщин и внешним контуром нефтеносности, где
эффективная нефтенасыщенная толщина будет равна нулю, а также
с учетом конкретных данных по нефтенасыщенной толщине в скважинах, пробуренных в водонефтяной зоне.
32
Рис. 8. Карты общих и эффективных нефтенасыщенных
толщин пласта
33
В итоге интерполяции строится карта нефтенасыщенных
толщин пласта, которая характеризует изменения объема пород
нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи и используется как один из основных геологических документов используемый для расчетов объемов нефти залежи.
В сложных случаях, например, при наличии внутренних неоднородностей, обусловленных литологической изменчивостью или
петрофизическими особенностями при построении карт толщин на
середине расстояния между скважинами, в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт, отображают линию полного замещения
пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или его
выклинивания. При интерполяции условно принимается, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта будет равна нулю.
Порядок выполнения работы
1. Построение карты эффективных толщин (карты изопахит).
2. Построение карты нефтенасыщенных толщин
Исходные данные
Данные для построения структурных карт приведены в таблице 1
(практическая работа № 1) и таблице 2 (практическая работа № 2).
Выполнение практической работы
Работа выполняется в следующем порядке.
1. Построение карты эффективных толщин.
а) для построения карты эффективных и нефтенасыщенных
толщин (рис. 8) необходимо использовать план расположения скважин (практическая работа № 1);
б) для каждой скважины на план расположения нанести значения эффективных и нефтенасыщенных толщин пласта, используя
таблицу 2;
в) используя метод треугольников последовательно соединяются скважины и в соответствии со значениями эффективных толщин на этих линиях между скважинами наносятся отметки равных
значений толщины пласта (изопахит). Сечение изопахит пласта
34
выбирается в зависимости от толщины и вариации, и в нашем случае составляет 2 м (например, 2, 4, 6, 8 м и т. д.). Соединяя точки на
линиях с равными значениями изопахит, строится карта эффективных толщин пласта. Карту эффективных толщин рекомендуется
выполнять в тонких линиях;
г) в завершение построения карты эффективных толщин на
нее переносится со структурной карты по кровле пласта положение
внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.
2. Построение карты нефтенасыщенных толщин.
а) для построения карты нефтенасыщенных толщин используются значения нефтенасыщенных толщин, определенные для
конкретного пласта в скважинах, а также внешний и внутренний
контуры нефтеносности.
Положение изопахит нефтенасыщенной части пласта в пределах внутреннего контура нефтеносности остается без изменений по
сравнению с картой эффективных толщин. Наиболее сложной является задача построения изопахит в водонефтяной (смешанной) зоне.
Внешний контур нефтеносности принимается равным нулевому
значению нефтенасыщенных толщин. Используя значения изопахит
в точках их пересечения с внутренним контуром нефтеносности,
проводится интерполяции в межконтурной зоне по условной линии,
соединяющей указанные точки с внешним контуром нефтеносности. Также при интерполяции используются значения нефтенасыщенных толщин скважин, расположенных в водонефтяной зоне.
Завершающим этапом построения карты нефтенасыщенных
толщин является соединение полученных точек линиями изопахит
в межконтурной зоне и присоединение их с изопахитам внутренней
(нефтяной) зоны залежи.
35
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
4
ПОСТРОЕНИЕ ПОДСЧЕТНОГО ПЛАНА
Основы теории
Основным графическим документом при подсчете запасов является подсчетный план.
Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего
репера, расположенного на удалении не более, чем на 10 м выше
или ниже кровли пласта. На структурную карту наносятся внешний
и внутренний контуры нефте- и газоносности, а также границы выделенных категорий запасов.
В соответствии с Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной в 2013 г., запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся
в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени
промышленного освоения делятся на запасы разрабатываемых
и разведываемых месторождений.
Запасы залежей разрабатываемых месторождений по степени
геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на три категории: категория А (разбуренные, разрабатываемые), категория В1 (разрабатываемые отдельными скважинами,
неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные,
подготовленные к промышленной разработке), категория В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).
Запасы залежей разведываемых месторождений, не введенных
в промышленную разработку, по степени геологической изученности подразделяются на две категории: категория С1 (разведанные),
категория С2 (оцененные) [9].
Границы запасов категории С1 устанавливаются:
а) в районе скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний скважин, давших промышленные
36
притоки нефти и газа, в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2 L), согласованных в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей разрабатываемых месторождений (рис. 9).
Рис. 9. Подсчетный план залежи (выделены категории запасов
С1 и С2) на карте нефтенасыщенных толщин
В случае если расстояние между квадратами запасов категории
С1 меньше двойного шага предполагаемой эксплуатационной сетки
(2 L), такие участки могут объединяться. В случае, когда скважина,
давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена на
расстоянии меньше или равном 2 L от контура залежи, то границы
категории С1 можно распространить до этого контура.
К категории С2 относятся запасы:
а) неразбуренных участков разведываемых залежей, между
границами залежи и границами участков запасов категории С1,
если имеется достаточно геолого-геофизической информации для
37
заключения о непрерывности свойств пласта-коллектора по данным
сейсмических и других геофизических исследований;
б) в районе скважин, по результатам опробования которых, продуктивность не установлена, а характеристика по ГИС аналогична
скважинам, давшим промышленные притоки нефти и газа.
Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из
категорий окрашиваются определенным цветом:
– категория А — красным;
– категория В1 — голубым;
– категория В2 — синим;
– категория С1 — зеленым;
– категория С2 — желтым.
Порядок выполнения работы:
1. Построение подсчетного плана продуктивного пласта.
2. Выделение и обоснование границ категорий запасов.
Исходные данные
Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 1
(лабораторная работа № 1).
Данные опробования и исследования скважин приведены в таблице 2.
Выполнение лабораторной работы
Работа выполняется в порядке, определенном заданием.
1. Подсчетный план (рис. 9) составляется на основе структурной карты по кровле пласта (рис. 6), в масштабе в зависимости от
размеров месторождения от 1 : 5000 до 1 : 50000.
На подсчетном плане указываются условными обозначениями:
а) поисковые и разведочные скважины;
б) абсолютные отметки кровли пласта;
38
в) эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта;
г) результаты испытания всех пробуренных скважин;
д) внешний и внутренний контуры нефтеносности;
е) границы категорий запасов.
Условные обозначения представлены в таблице 3.
Таблица 3
Условные обозначения
Условное обозначение
Пояснение условного обозначения
0
Абсолютные отметки изогипс
кровли
0
Абсолютные отметки изогипс
подошвы
–152
–-154
Внутренний контур нефтеносности
Внешний контур нефтеносности
Эксплуатационная скважина
Разведочная скважина
13
–1520,8
ВНК –1524
Номер скважины
Абсолютная отметка кровли
(подошвы)
Абсолютная отметка ВНК
Изопахиты эффективных и нефтенасыщенных толщин
Скважина, давшая нефть
Скважина, давшая нефть с водой
39
Т а б л и ц а 3 (окончание)
Условное обозначение
Пояснение условного обозначения
Скважина, давшая воду
10
– 1508,5
11,0 / 11,0
Номер скважины
Абсолютная отметка
Эффективная толщина /
Нефтенасыщенная толщина
Граница категории запасов С1
(зеленым цветом)
Граница категории запасов С2
(желтым цветом)
27
Номер участка подсчета
НЗ
Нефтяная зона
ВНЗ
Водонефтяная зона
2. В соответствии классификацией на разрабатываемых месторождениях выделяются категории — А, В1, В2, а на месторождениях,
находящихся в разведке, выделяются категории запасов С1 и С2.
В рассматриваемом примере, предполагается что залежь, находится в разведке, т. е. при подсчете запасов залежи можно выделить
две категории запасов: С1 и С2.
Категория запасов С1
Граница категории С1 определяется расстоянием от скважины
до линии, равным удвоенному шагу эксплуатационной сетки (залежи аналога, если не составлен проектный документ на разработку).
Например, если эксплуатационная сетка равна 500  500 м, то расстояние от скважины до границы категории будет составлять 1 км.
Это расстояние на подсчетном плане при масштабе 1 : 50000 равно
2 см. Таким образом, категория С1 выделяется в виде квадрата,
40
сторона которого ориентирована либо вдоль линии север-юг, либо
вдоль длинной оси структуры (залежи), если структура контролирующая залежь имеет брахиантиклинальное (вытянутое) строение.
При наличии нескольких скважин с промышленными притоками нефти и/или газа и выделенными вокруг них полями категории
С1, они (поля) могут объединяться в случае расстояния между границами выделенных полей не более удвоенного шага эксплуатационной сетки.
Тоже самое относится к краевым частям залежи. В случае выделения поля категории запасов С1 в непосредственной близости
к границе (внешнему контуру) залежи поле запасов категории
С1 продлевается до внешнего контура залежи (ВНК), если расстояние от границы выделенной категории С1 не превышает удвоенного
расстояния эксплуатационной сетки.
Категория С2 — запасы залежи (ее части), наличие которых
обосновано данными геологических и геофизических исследований.
Таким образом, оставшуюся часть площади залежи, после
выделения и объединения полей категории С1 оконтуренной внешним контуром нефтеносности, необходимо отнести к категории
запасов С2.
Границы всех категорий с подсчетного плана перенести на
карту эффективных и нефтенасыщенных толщин.
41
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОЩАДЕЙ
И ОБЪЕМОВ
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
6
ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ОБЪЕМНЫМ
МЕТОДОМ
Практические работы № 5 и 6 выполняются совместно.
Основы теории
Объемный метод подсчета запасов нефти является основным
методом подсчета запасов нефти и газа. Он применим для подсчета
запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой
категории запасов.
Сущность объемного метода подсчета запасов заключается
в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям залегающих в пустотном пространстве пород-коллекторов [9].
Подсчет запасов объемным методом проводят в следующей последовательности:
– определение объема пород-коллекторов, содержащих УВ;
– определение средней пористости пород-коллекторов;
– определение средней нефтегазонасыщенности пород-коллекторов;
– приведение объема углеводородов к стандартным условиям.
Начальные геологические запасы нефти подсчитываются по
формуле:
Qн0 = F ∙ hэф.н ∙ Kп ∙ Kн ∙ θ δн,
где Qн0 — начальные геологические запасы нефти, тыс. т;
42
(1)
F — площадь залежи, тыс. м2;
hэф.н — эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
Kп — коэффициент открытой пористости, доли ед.;
Kн — коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;
θ — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти,
доли ед.;
δн — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3.
Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти,
определяются по начальным геологическим запасам нефти и начальному газосодержанию нефти, определенному по пластовым
пробам при их дифференциальном разгазировании:
Qг.р,0 = Qн0 ∙
r0
,
1000
(2)
где Qг.р,0 — геологические запасы растворенного в нефти газа, млн м3;
r0 — начальное газосодержание нефти, м3/т;
Qн0 — геологические запасы нефти, тыс. т.
Подсчет геологических запасов попутных компонентов (серы,
металлов и др.), содержащихся в нефти, проводится по формуле:
Qкомп,0 = Qн0 ∙
Пкомп,0
,
100
(3)
где Qкомп,0 — геологические запасы компонента, тыс. т;
Пкомп,0 — процентное содержание компонента в нефти;
Qн0 — геологические запасы нефти, тыс. т.
Подсчет начальных запасов свободного газа залежи объемным
методом проводится по следующей формуле:
Qг,0 = F ∙ hэф.г ∙ Kп ∙ Kг ∙
ρ0 α0 – ρост αост T + Tст
∙
,
T + Tпл
ρст αст
(4)
где Qг,0 — начальные геологические запасы свободного газа, млн м3;
F — площадь залежи, тыс. м2;
hэф.г — эффективная газонасыщенная толщина, м;
Kп — коэффициент открытой пористости, доли ед.;
Kг — коэффициент газонасыщенности, доли ед.;
43
ρ0 — среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;
α0 — поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z0 при давлении ρ0: α0 = 1 / Z0;
ρост — среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин будет
равно стандартному, МПа;
αост — соответствующая ρост поправка на сжимаемость реальных
газов, равная αост = l / Zост;
ρст — давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа;
Т — абсолютная температура, равная 273° С;
Tст = +20° С;
Tпл — средняя пластовая температура в залежи, °С.
Подсчет геологических запасов стабильного конденсата, содержащегося в газе, проводится по формуле:
Qк0 = Qг0 ∙ П,
(5)
где Qк0 — геологические запасы стабильного конденсата, тыс. т;
Qг0 — геологические запасы свободного газа, млрд м3;
П — потенциальное содержание конденсата, г/м3.
Подсчет геологических запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, углекислого газа проводят по следующей формуле:
Qкомп,0 = Qг0 ∙ Пкомп,
(6)
где Qкомп,0 — запасы компонента, тыс. т;
Qг0 — геологические запасы свободного газа, млрд м3;
Пкомп — потенциальное содержание компонента, г/м3.
Потенциальное содержание компонента определяется по формуле:
σ
(7)
Пкомп = lкомп ∙ комп ,
100
где lкомп — процентное содержание компонента в пластовом газе;
σкомп — плотность компонента при 0,1 МПа и 20° С, г/м3.
Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти
и газе в промышленных количествах, а также их перспективные
44
и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие
их полезные ископаемые.
При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются
в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах
квадратных метров; плотность нефти, газа, конденсата и воды в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей
единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности
в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты
извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до
тысячных долей.
При определении степени подготовки месторождения (залежи)
к разработке необходимо сравнить запасы различных категорий.
Решение о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку может быть принято, если доля извлекаемых запасов категории
С1 составляет не менее 80%, а доля извлекаемых запасов категории
С2 — не более 20% от суммы извлекаемых запасов категорий С1 + С2.
При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое
давление в процессе разработки выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянная.
Порядок выполнения задания
Лабораторная работа № 5:
1. Определение площади нефтеносности.
2. Определение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины
(для категорий запасов и по зонам насыщения) водонефтяной зон).
Лабораторная работа № 6:
3. Определение средней пористости (для категорий и зон).
4. Подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти.
5. Подсчет геологических и извлекаемых запасов растворенного газа.
6. Выводы о проделанной работе: характеристика залежи, степень ее разведанности и подготовленность к разработке.
45
Исходные данные
1) карта эффективных и нефтенасыщенных толщин (рис. 7,
лабораторная работа № 4);
2) коэффициент открытой пористости (данные из таблицы 4,
варианты 1 и 2 — kпо (среднее значение по нефтяной и среднее значение по водонефтяной зоне);
3) коэффициент нефтенасыщенности (данные из таблицы 4,
варианты 1 и 2 — k н (среднее значение по нефтяной и среднее значение по водонефтяной зоне);
4) плотность нефти в поверхностных условиях,
1 вариант: rн = 842 кг/м3;
2 вариант rн = 886 кг/м3;
5) коэффициент извлечения нефти,
1 вариант: h = 0,35 доли ед.;
2 вариант: h = 0,28 доли ед.;
6) объемный коэффициент пластовой нефти,
b = 1,22 доли ед. (для обоих вариантов);
7) газовый фактор,
1 вариант: Г0 = 100 м3/т;
2 вариант: Г0 = 46 м3/т.
46
№
скважин
Таблица 4
Таблица 4
(вариант 1)
(вариант 2)
Коэффициент Коэффициент
пористости
нефтенасыпо ГИС,
щенности
kпо, доли ед.
kн, доли ед.
№
скважин
Коэффициент Коэффи-циент
пористости
нефтенасыпо ГИС,
щенности
kпо, доли ед.
kн, доли ед.
1-П
0,06
0,88
11-Р
0,08
0,80
2-П
–
–
12-Р
0,010
–
3-П
0,08
–
13-Р
0,08
–
4-Р
0,10
0,85
14
0,12
0,78
5-Р
0,12
0.90
15
0,10
0.68
6-Р
0,08
0,88
16
0,08
0,88
7-Р
0,06
0,80
17
0,06
0,86
8-Р
0,06
0,90
18
0,09
0,78
9-Р
0,10
0,86
19-П
0,12
0,86
10
0,07
0,80
20
0,10
0,80
11
0,12
0,90
1-П
0,08
0,78
12
0,11
0,88
2-Пр
0,12
0,88
13
0,10
0,78
3-П
0,10
0,88
14
0,08
0,68
4-П
0,08
0,88
15
0,06
0,45
5-П
0,08
0,66
16
0,08
0,66
6-П
0,08
0,86
17
0,11
0,88
7-П
0,12
0,88
18
0,08
0,34
8-П
0,10
0,46
19
0,06
–
9-П
0,08
–
20
0,08
–
10-П
0,08
–
47
Выполнение лабораторной работы
Работа выполняется в следующем порядке.
1. Площадь нефтеносности F продуктивного пласта контролируется внешним контуром нефтеносности.
На карту эффективных и нефтенасыщенных толщин (рис. 7)
наносятся контуры распространения запасов отдельных категорий (рис. 9), и на этой основе рассчитываются площади и эффективные толщины (F и hн). Отдельно рассчитываются участки для зон
с чисто нефтяным или газовым насыщением и для межконтурной
(смешанной) зоны.
Требованиями к подсчету запасов современного уровня определено, что основой подсчета запасов нефти и газа является созданная
и непротиворечивая геологическая модель. Специализированные
программные средства, позволяющие построить геологические модели, весьма разнообразны. Наиболее широко сегодня применяются
такие ПК как ROXAR, PETREL, Isoline Geoplat Pro-G и др.
Специализированные программные комплексы позволяют
вычислять площади нефтеносности F с разбивкой ее на отдельные блоки, зоны и категории непосредственно из геологической
модели.
Площадь вычисляется в масштабе подсчетного плана в квадратных сантиметрах, а затем переводится в квадратные метры. Например, при масштабе 1 : 50 000 1 см2 равен 250 000 м2 (250 тыс. м2).
Полученные данные заносятся в таблицу площадей и объемов.
2. Для определения средневзвешенной нефтенасыщенной толщины пласта hн необходимо вычислить объем пласта, используя при
этом карту изопахит (рис. 7, лабораторная работа № 4).
Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины пласта hн рассчитываются отдельно в нефтяной, водонефтяной зонах, и по каждой категории.
В этой же таблице производится расчет средневзвешенной
нефтенасыщенной толщины пласта hн по формуле:
hн.ср = Σ V / Σ F,
hн.ср = (Σ VС1 + Σ VС2) / (Σ FС1 + Σ FС2).
48
(8)
Пример: средневзвешенная толщина hн.ср (таблица 4) по категории С1 в нефтяной зоне равна:
hн.ср = 319170 / 25950 = 12,3 м.
Полученные данные занести в таблицы 5 и 6.
По результатам расчетов площадей и объемов вычисляется
средневзвешенное значение эффективных нефтенасыщенных толщин для каждой категории (отдельно для С1 и С2) и каждой зоны
(нефтяной и водонефтяной).
Данные заносятся в таблицу 6.
3. Для определения средних значений коэффициента открытой
пористости используются данные из таблицы 4. Среднее значение
для категории С1 принимается как среднеарифмитическое значение,
коэффициента пористости определенное по скважинам, расположенным в нефтяной зоне в области категории С1. Среднее значение
для всех категорий в водонефтяной зоны принимается как среднеарифмитическое значение коэффициента пористости определенное
по скважинам, расположенным в водонефтяной зоне.
Данные заносятся в таблицу 6.
4. Для определения коэффициента нефтенасыщенности используются данные таблицы 4. Коэффициент нефтенасыщенности
определяется как среднее значение скважин в нефтяной зоне и среднее значение из скважин водонефтяной зоны.
Данные заносятся в таблицу 6.
5. Подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти производится по формулам (1)–(3).
Для подсчета запасов необходимо использовать таблицу 6.
Предварительно необходимо вычислить пересчетный коэффициент θ, используя формулу:
Пример: θ = 1 / 1,22 = 0,82.
Данные, полученные по расчету площадей и объемов занести в таблицу 6. Используя также исходные данные лабораторной
49
работы № 4, производится подсчет геологических и извлекаемых
запасов нефти отдельно по категориям С1 и С2, по нефтяной и водонефтяной зонам и в целом по залежи.
Пример: По категории С1 в нефтяной зоне геологические запасы
нефти равны (таблица 6):
Qн геол = (25950 ∙ 12,3 ∙ 0,18 ∙ 0,57 ∙ 0,82 ∙ 842) / 1000 = 22610,79 тыс. т.
По категории С1 в нефтяной зоне извлекаемые запасы нефти
равны (таблица 6):
Qн извл = 22610,79 ∙ 0,35 = 7913,78 тыс. т.
Полученные данные занести в таблицу 5.
6. Подсчет геологических и извлекаемых запасов растворенного
газа производится по формулам (4)–(5). Для подсчета запасов можно использовать таблицу 6.
Пример: По категории С1 в нефтяной зоне геологические запасы
растворенного газа равны (таблица 6):
Qг.р.геол = (22610,79 ∙ 66) / 1000 = 1492,31 млн м3.
По категории С1 в нефтяной зоне извлекаемые запасы растворенного газа равны (таблиц 6):
Qг.р.извл = (7913,78 ∙ 66) / 1000 = 522,31 млн м3.
Полученные данные заносятся в таблицу 6.
7. Делается вывод о степени подготовленности к освоению.
На основании соотношения запасов категорий С1 и С2. Делается вывод о возможности завершения разведки рассматриваемой залежи,
ее подготовленности к освоению (возможности составления проектного документа на разработку).
Залежь считается разведанной и подготовленной к промышленной разработке, если извлекаемые запасы категории С2 не превышают 20% от суммы извлекаемых запасов категорий С1 + С2.
50
51
Зона
НЗ
ВНЗ
ВНЗ
Категория
С1
С1
C2
3
2
1
Индекс
участка
3–14
4–10
10–14
Пределы
изопахит,
м
8,5
7,0
12,0
Среднее
значение
изопахит,
м
109,4
106,7
103,8
27 350
26 675
25 950
114 870
165 385
319 185
4.2
6,2
12,3
Площадь Площадь
Объем, V, Средневзвешенная нефтенасыщ.
участка, участка, F,
тыс. м3
толщина, hн ср, м
тыс. м2
F, см2
Таблица 5
Таблица вычисления площадей и объемов
52
4,2
7,5
ВНЗ 27350
НЗ +
79975
ВНЗ
С2
С1 + С2
Категория
9,2
Площадь нефтеносности, F,
тыс. м2
НЗ +
52625
ВНЗ
Средневзвешенная нефтенасыщ. толщина, hн, м
С1
Коэф. пористости, kпо,
доли ед.
0,18
0,18
0,18
0,18
Коэф. нефтенасыщенности,
kн, доли ед.
6,2
0,57
0,57
0,57
0,57
Пересчетный коэф. θ,
доли ед.
ВНЗ 26675
0,82
0,82
0,82
0,82
Плотность нефти, ρн,
кгм3
842
842
842
842
842
66
66
66
66
66
Газовый фактор, Г0,
м3/т
0,82
530,67
42 376,90 2796,88
80 40,42
34 334,05 2266,05
11 715,73 773,24
22 610,79 1492,31
нефти, Qн геол,
тыс. т
0,57
раствор. газа,
Qг.р геол, млн м3
0,18
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
Коэф. извлечения нефти, η,
доли ед.
12,3
НЗ
Извлекаемые
запасы
14 831,91 978,91
28 14,15 185,73
12 016,92 793,12
4100,51 270,63
7913,78 522,31
нефти, Qн извл,
тыс. т
25950
Зона
С1
Геологические
запасы
Таблица 6
Сводная таблица подсчета запасов нефти и растворенного газа
раствор. газа,
Qг.р извл, млн м3
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
7
ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ
НЕФТИ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ,
СОЗДАННОЙ В ПРОГРАММНОМ
КОМПЛЕКСЕ IRAP RMS
С целью получения практических навыков подготовки данных
и построения геологической модели месторождения для подсчета
запасов выполняется практическая работа в компьютерном классе,
оборудованном специализированными программными средствами,
в частности IRAP RMS или Petrel
Порядок выполнения задания
Построение геологической модели начинается с формирования
базы исходных данных, состоящей из всего комплекса геологических данных, полученных в результате ГРР.
Данные в определенных форматах загружаются в проект программного комплекса. В данном лабораторном практикуме рассмотрен пример создания геологической модели месторождения на
основе данных, приведенных в практических работах № 1–6.
Для выполнении моделирования, предполагается что студент
предварительно овладел начальными навыками работы в программном комплексе IRAP RMS, знает назначение отдельных клавиш
и последовательность действий с помощью клавиш мыши.
Пошаговое выполнение задания включает:
1. Создание проекта, структура которого отвечает концептуальной геологической модели месторождения.
Поскольку структурная модель нашего нефтяного месторождения состоит из структурных поверхностей по кровле (Top_coll)
и подошве (Bot_coll) коллектора, которые будут построены методом
интерполяции, то в создаваемом проекте будут содержаться два
53
горизонта — это кровля и подошва пласта и изохора — объект, толщина которого определяется горизонтами.
Для создания геологической модели месторождения необходимо:
– открыть пустой проект в программном комплексе RMS;
– кликнуть ПКМ (правая клавиша мыши) на контейнер
Horizons, выбрать опцию Task и далее из выпадающего меню перейти к операции Stratigraphic framework. В выпадающем окне добавить контейнеры в соответствии со структурой месторождения —
контейнер, в которых будут содержаться данные по кровле, подошве
коллектора (Itrpreted horizon) и данные о толщинах коллектора (общие, эффективные и эффективные нефтенасыщенные) — контейнер
Isohore. Действие закончить нажатием на кнопки «Apply» и «OK».
2. Подготовка исходных данных для загрузки в проект.
В нашем случае исходными данными являются отметки залегания кровли и подошвы пластов в скважинах, эффективные и эффективные нефтенасыщенные толщины, значения коэффициентов
пористости и нефтенасыщенности в скважинах (табл. 1, 2, 4).
Файл для занесения этих данных для построения структурных
поверхностей имеет вид:
string well
X
Y
Z
№ скважины
где X — координата X скважины; Y — координата Y скважины; Z —
координата Z скважины; № скважины — номер соответствующей
скважины.
Файлы для занесения и построения карт эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин имеют вид
string well
X
Y
hэфф (hэфф_н)
№ скважины
где X — координата X скважины; Y — координата Y скважины; hэфф
(hэфф_н) — эффективная (эффективная нефтенасыщенная) толщина
в скважине; № скважины — номер соответствующей скважины.
Файлы для занесения данных для построения карт пористости
и нефтенасыщенности имеют вид:
54
string well
X
Y
Kп (Kн)
№ скважины
где X — координата X скважины; Y — координата Y скважины;
Kп (Kн) — коэффициенты пористости и нефтенасыщенности в скважине; № скважины — номер соответствующей скважины.
Занести данные в контейнер «General 2 D data» следующим образом: кликнуть ПКМ, выбрать опцию Task и далее из выпадающего
меню перейти к операции Import и далее — Poits/Polylines/Surfases.
В выпадающем окне выбрать тип заносимых данных (в нашем
случае Points), формат заносимых данных (Roxar attribute text) и выбрать сформированные файлы для каждого горизонта. Действие закончить нажатием на кнопки «Apply» и «OK». Занесенные данные
разнести по соответствующим горизонтам.
3. Построение структурных поверхностей.
Построить кровлю и подошву коллектора. Для этого необходимо
кликнуть ПКМ на контейнер Horizons, выбрать опцию Task и далее
из выпадающего меню перейти к операции Mapping — Horizons
mapping.
В выпадающем окне в закладке Horizons выбрать поверхности,
которые необходимо отстроить (Top_coll, Bot_coll), далее в закладке Input/output выбрать исходные данные для построения (Points)
и определить область, куда будет помещены созданные поверхности
(Depth Surface). Закладка Layout предназначена для определения
границы построения требуемых карт, а в закладке Mapping определяется алгоритм построения поверхностей. Для этого программный комплекс предлагает некоторый набор алгоритмов построения,
который выбирается из соображений более корректного, с геологической точки зрения, отображения моделируемой поверхности.
Результаты построения структурной карты (Top_coll) по кровле
пласта-коллектора в программном комплексе IRAP RMS приведены
на рис. 10.
4. Определение положения внешнего и внутреннего контуров
водонефтяного контакта.
– В контейнер Clipboard заносится любая структурная
поверхность и ей с помощью скалярной операции присваивается
55
отметка водонефтяного контакта (для удобства рекомендуется ее
переименовать (Surf_VNK);
– находится линия пересечения созданной поверхности контакта поочередно с кровлей и подошвой коллектора;
– для этого активизируется поверхность контакта;
– кликнуть ПКМ на контейнер, содержащий кровлю (подошву)
коллектора выбрать опцию Task;
– перейти к операции Operation и из выпадающего меню выбрать опцию «Intersect». Линии пересечения сохранятся в контейнере Clipboard и это будут внешний и внутренний контуры водонефтяного контакта.
5. Построение карт эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин.
Для построения карты эффективных толщин необходимо:
– кликнуть ПКМ на контейнер Horizons, выбрать опцию Task
и далее из выпадающего меню перейти к операции Mapping —
Isohort mapping. Далее в выпадающем окне последовательность
действий аналогичен построению структурных поверхностей.
Для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин
необходимо:
– скопировать в контейнер карту эффективных толщин и вырезать из нее внутренним контуром с помощью логической операции
чисто нефтенасыщенную часть карты;
– задать равным нулю внешний контур ВНК с помощью скалярной операции, поскольку на внешнем контуре ВНК нефтенасыщенные толщины отсутствуют;
– прибавить к вырезанной части карты эффективных толщин
нулевой внешний контур ВНК;
– конвертировать полученную поверхность в точки и загрузить
в контейнер соответствующей изохоры;
– в этот же контейнер добавить контейнер «Zero poligons» и поместить в него обнуленный внешний контур водонефтяного контакта;
– в разделе Input/output включить опцию «Poligons» и в ней
включить Zero polygon. При этом в области Inside установить опцию
«From surface», а в области «Outside polygons» — «Zeros».
Результаты построения карты эффективных толщин в программном комплексе IRAP RMS приведены на рис. 11.
56
Рис. 10. Структурная карта по кровле пласта-коллектора, построенная
в программном комплексе IRAP RMS
57
Рис. 11. Карта эффективных толщин, построенная в программном
комплексе IRAP RMS
58
6. Построение карт пористости и нефтенасыщенности.
Карты пористости и нефтенасыщенности строятся по скважинным данным. Построение происходит аналогично построению карты эффективной толщины (см. п. 5).
7. Определение параметров залежи.
– для подсчета площади нефтеносности продуктивного пласта
кликнуть ПКМ на полученную карту эффективных нефтенасыщенных толщин выбрать опцию Task и далее из выпадающего меню
перейти к операции «Statistics»;
– выбрать в закладке «Table» строку «Projected area» — в ней
указана площадь залежи в единицах м2;
– в строке «Volume» содержится цифра эффективного нефтенасыщенного объема залежи в единицах м3.
8. Подсчет запасов нефти.
– используя полученный объем нефтенасыщенных толщин
и необходимые для подсчета дополнительные параметры (см. практическую работу № 6), по формуле (1) подсчитать начальные геологические запасы нефти/газа.
По результатам подсчета запасов с использованием программного комплекса:
– сравнить объемы запасов, полученных при подсчете «ручным» методом и с помощью созданной геологической модели.
– в случае значительного расхождения, проанализировать полученные результаты и дать обоснование полученным расхождениям.
Выгрузить карты структурные и карты и карты эффективных
толщин для использования их при оформлении в практической
работе.
59
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
8
ОЦЕНКА ЛОКАЛИЗОВАННЫХ РЕСУРСОВ
ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
Две лабораторные работы №№ 8 и 9 направлены на ознакомление с существующими методами оценки локализованных и прогнозных ресурсов нефти и газа.
Основы теории
Согласно «Методических рекомендации к классификации запасов» ресурсы категории D0 выделяются на подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью и в невскрытых бурением возможно продуктивных пластах
открытых месторождений. Основанием для постановки поискового
бурения на площади является наличие структуры (ловушки), подготовленной комплексом геолого-геофизических исследований для
глубокого бурения в соответствии с действующими требованиями
и сделанной оценкой подготовленных ресурсов категории D0.
Для оценки ресурсов категории D0 устанавливаются:
а) наличие объекта (структурной, тектонически-экранированной, стратиграфической, литологической ловушки или их совокупности), подготовленного сейсмическими методами, прошедшими
апробацию в установленном порядке;
б) степень подтверждаемости размеров и форм подобных объектов в пределах района — по данным глубокого бурения;
в) форма и размеры ловушки, изученные кондиционной сеткой
сейсмических профилей; условия залегания предполагаемых залежей по результатам геолого-геофизических исследований, прошедших апробацию в установленном порядке;
60
г) наличие пластов-коллекторов, их толщины и фильтрационно-емкостные свойства, а также наличие покрышек — на основании
структурно-фациального анализа, опирающегося на данные глубокого бурения на объектах-аналогах;
д) состав и свойства углеводородов — по аналогии с данными по
залежам сходного строения в тех же пластах, открытых месторождений данного нефтегазоносного района;
е) коэффициенты заполнения ловушек нефтью или газом — по
аналогии с изученными месторождениями на основании анализа
условий формирования углеводородов нефтяных и газовых залежей
в пределах данной структурно-фациальной зоны данного нефтегазоносного района;
ж) положение ВНК, ГВК, ГНК, контролирующих возможную
площадь нефтегазоносности, которое определяется путем анализа
геолого-структурных условий, закономерностей изменения положения контактов того же пласта в соседних залежах — по картам изоконтактов или с учетом коэффициентов заполнения ловушек этих
залежей на основе известных закономерностей их формирования
в пределах данного нефтегазоносного района;
з) коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата аналогии
с изученными залежами в тех же пластах месторождений данного
нефтегазоносного района.
Локализованные ресурсы нефти и газа (категория Dл) — оцениваются в возможно продуктивных пластах в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических
исследований в пределах районов с доказанной и предполагаемой
промышленной нефтегазоносностью.
Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ с целью подготовки наиболее
перспективных объектов для проведения площадных геофизических работ (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка и пр.).
Объектами подсчета перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата (категории D0) служат:
– подготовленные к глубокому бурению сейсморазведочными
методами ловушки, структурного и неструктурного типов на
перспективной площади в каждом пласте (горизонте), продуктивность которых установлена на соседних месторождениях,
расположенных в одной структурно-фациальной зоне с этими
ловушками;
61
– еще не вскрытые бурением пласты (горизонты), если их продуктивность установлена на других месторождениях, находящихся c изучаемыми в пределах одной структурно-фациальной зоны.
Перспективные ресурсы площади определяются суммой ресурсов, подсчитанных в каждом пласте (горизонте), наличие которого
в разрезе и возможная продуктивность, соответственно, установлены на основании структурно-фациального анализа и аналогии
с изученными месторождениями, исходя из условий формирования
нефтяных и газовых месторождений-аналогов.
Оценка перспективных ресурсов нефти и газа, также, как
и подсчет запасов, производится объемным методом, однако по
сравнению с подсчетом запасов большинство параметров подсчета
локализованных ресурсов плохо обоснованы и либо принимаются
непосредственно по данным сейсморазведки, либо по статистическим зависимостям, либо по аналогии.
Оценку локализованных ресурсов нефти и газа объемным методом проводят в следующей последовательности:
– определение площади прогнозной залежи (исходя из площади, амплитуды и прогнозируемой высоты);
– определение прогнозной толщины пласта или толщи коллектора (исходя из прогнозируемого коэффициенты залежи песчанистости);
– определение прогнозного объема пород-коллекторов, которые
могут содержать углеводороды;
– определение средней пористости пород-коллекторов (по аналогии);
– определение средней нефтегазонасыщенности пород-коллекторов (по аналогии);
– приведение объема углеводородов к стандартным условиям.
Начальные геологические ресурсы нефти подсчитываются по
известной формуле:
Qн0 = F ∙ hэф.н ∙ Kп ∙ Kн ∙ θ δн,
где Qн0 — начальные геологические ресурсы нефти, тыс. т;
F — прогнозная площадь залежи, тыс. м2;
62
(10)
hэф.н — прогнозная эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
Kп — прогнозный коэффициент открытой пористости, доли ед.;
Kн — прогнозный коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;
θ – прогнозный пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед.;
δн — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3.
При подсчете локализованных ресурсов используются следующие единицы измерения: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах
квадратных метров; плотность нефти, газа, конденсата и воды
в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей
единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности
в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты
извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до
тысячных долей.
Требования Методических рекомендаций по оценке ресурсов
категории D0 для использования в формуле объемного метода точно
не определены.
К наиболее неопределенными к применению являются такие как: «успешность ГРР, подтверждаемость ресурсов, свойства
флюидоупоров».
С целью более однозначной трактовки устанавливается связь
между требованиями «Методических указаний» и параметрами,
входящими в формулу объемного метода:
а) наличие объекта, выделенного сейсморазведкой — определяет принципиальную возможность оценки ресурсов;
б) степень подтверждаемости размеров и форм подобных объектов в пределах района — определяется через коэффициенты подтверждаемости, достоверности и сходимости
в) форма и размеры ловушки — используется для оценки площади, амплитуды;
г) условия залегания предполагаемых залежей — используется
для определения коэффициента заполнения, т. е. для оценки площади и высоты залежи;
д) «наличие пластов-коллекторов, их толщины и фильтрационно-емкостные свойства»– возможно использование по аналогии для
63
определения общих и эффективных насыщенных толщин, а также
определения коэффициента пористости;
е) «использование структурно-фациального анализа» — используется на этапе оценки коллекторских свойств и сравнения с месторождениями-аналогами.
ж) «а также наличие покрышек» — опосредованно можно
использовать для уточнения коэффициента заполнения;
з) «состав и свойства углеводородов» — используется по аналогии с для определения плотности, газо-и конденсатосодержания,
пересчетного (объемного) коэффициента;
и) коэффициенты заполнения ловушек нефтью или газом —
важнейший параметр, принимаемый по аналогии для определения
площади и высоты предполагаемых залежей;
к) положение ВНК, ГВК, ГНК — используется, как и предыдущий, для определения площади (принимается по аналогии);
л) коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата — непосредственно используется в формуле (принимается по аналогии).
Таким образом, большая часть требований, изложенных в Методических рекомендациях может быть использована при определении двух составляющих, входящих в формулу подсчета объемным
методом — площади и опосредованно отражающихся на выделении
эффективных толщин — амплитуды ловушки, выраженной в высоте
предполагаемой залежи.
Единственными возможностями повышения достоверности подсчетных параметров являются использование большего количества
аналогов и выявления статистически установленных параметров,
свойственных генетически близких к прогнозному объекту.
Для определения предполагаемой площади залежи за основу
принимаются структурные построения, выполненные на перспективной площади по каждому возможно продуктивному пласту
(чаще всего без исправления на кровлю проницаемого пласта в связи с отсутствием данных бурения).
При совпадении структурных планов ОМГ и нефтегазоносного пласта в пределах исследуемой структурно-фациальной зоны
применяются структурные карты ОМГ, составленные по данным
сейсморазведки, структурного бурения или комплекса этих методов. Если установлено закономерное несовпадение указанных
64
структурных планов (плановое или амплитудное несоответствие),
то предварительно выполняются структурные построения позволяющие учесть это несовпадение.
Площадь нефтеносности (газоносности), в основном определяющая объемы подсчитанных ресурсов, зависит от закономерностей
определения положения ВНК (ГВК и ГНК) и может существенно
варьировать в зависимости от типа ловушки закономерностей распространения коллекторов в ловушке.
При выклинивании пласта (стратиграфическом срезании) или
литолого-фациальном замещении коллектора в пределах структуры
прогнозируемая площадь залежи, соответственно сокращается.
Влияние этих факторов на возможную величину площади
нефте(газо)носности залежи перспективной структуры может быть
учтено несколькими способами в зависимости от условий залегания
нефти и газа в разведанных залежах, расположенных в одной с перспективными площадями структурно-фациальной зоне.
При этом способы определения возможных нефте(газо)носных
площадей должны увязываться со способами обоснования эффективных нефтегазонасыщенных толщин пласта.
Важнейшим показателем, используемым при оценке локализованных ресурсов, является определение величины средней эффективной нефте(газо)насыщенной толщины предполагаемой залежи,
который зависит от типа залежи, ее высоты, доли коллекторов в разрезе и пр.
Если перспективная структура расположена между разведанными залежами пластового типа, то среднее значение параметра
определяется путем интерполяции между средними значениями
эффективной нефте(газо)насыщенной толщины этих залежей.
Одним из наиболее эффективных способов определения нефтененасыщенных толщин при оценке локализованных ресурсов является статистический способ, который применим при достаточно
большой разбуренности локальных объектов в пределах НГО и имеющихся данных о таких показателях как коэффициент песчанистости и коэффициент расчлененности и выявленные связи с высотой
и альтитудой структур.
Крайне важно при этом использовать корректные данные, относимые к соответствующему комплексу.
65
В залежах массивного типа среднее значение эффективной
нефте(газо)насыщенной толщины пласта должно определяться
с учетом соотношения, установленного в аналогичных отложениях
доли коллекторов (песчанистости) к высоте залежи.
Необходимость применения коэффициента заполнения ловушек
рекомендована ГКЗ с целью исключения возможности завышения
ресурсов.
Учет этого коэффициента при подсчете перспективных ресурсов
нефти и газа также определяется Методическими рекомендациями
по применению действующей Классификации запасов.
Определение предполагаемой площади перспективной структуры с помощью коэффициента заполнения ловушек целесообразно,
если:
– структура подготовлена структурным бурением или структурным бурением в комплексе с сейсмическими методами по
ОМГ, расположенным значительно выше продуктивных пластов (горизонтов);
– на разведанных залежах установлено выклинивание или литолого-фациальное замещение пласта (горизонта) на всю толщину;
– некоторые структуры, расположенные по соседству с перспективной, при разбуривании оказались непродуктивными.
Определение предполагаемой площади перспективной структуры с помощью коэффициента заполнения ловушек целесообразно,
если:
– структура подготовлена структурным бурением или структурным бурением в комплексе с сейсмическими методами по
ОМГ, расположенным значительно выше продуктивных пластов (горизонтов);
– на разведанных залежах установлено выклинивание или
литолого-фациальное замещение пласта (горизонта) на всю
толщину;
– некоторые структуры, расположенные по соседству с перспективной, при разбуривании оказались непродуктивными.
Таким образом, важнейшими показателями, определяющими
объем предполагаемой залежи служат непосредственно принимаемы
на основании структурных построений по данным сейсморазведки
66
по конкретному ОГ, приуроченному к перспективному пласту (ближайший к нему в разрезе и в пределах рассматриваемого НГК) площадь и амплитуда ловушки.
Для определения площади предполагаемой залежи необходимо использовать наряду с площадью ловушки выявленные зависимости по коэффициентам заполнения ловушек, свойственных
конкретному нефтегазоносному комплексу и установленных для
конкретной нефтегазоносной области. Последнее наиболее важно
для оценки объемов массивных залежей.
По соотношению амплитуды ловушки и принятому по аналогии
коэффициенту заполнения определяется высота предполагаемой залежи и исходя из нее проводится на структурной карте прогнозируемый контур нефте-(газоносности), что, в свою очередь, определяет
площадь прогнозируемой залежи.
Кроме того, такая важнейшая характеристика, непосредственно
определяющая объем предполагаемой залежи, как эффективная
нефте-(газо)насыщенная толщина также определяется исходя из
сейсмических построений и, в большинстве случаев, зависит от высоты залежи. В меньшей мере зависят от высоты пластовые залежи
с маломощными продуктивными пластами.
Наиболее разработанным подходом по определению эффективной толщины является предлагаемая в некоторых работах [10, 11]
методика использования (наряду с возможностью принятия значений по аналогии) высоты предполагаемой залежи (статистические
данные) и коэффициента песчанистости (статистические данные
или данные аналога). Такой подход позволяет исключить грубые
ошибки в ту или иную сторону при принятии значений эффективной толщины для расчетов объемов.
Коэффициенты открытой пористости, нефтенасыщенности,
пересчетный коэффициент, плотность нефти, а также газовый фактор и коэффициент извлечения нефти для оценки локализованных
ресурсов нефти, а также газонасыщенности, начального пластового давления и температуры пластов для оценки локализованных
ресурсов газа принимаются по аналогии в пределах одновозрастного с оцениваемым комплексом и в пределах единого нефтегазоносного района, а при отсутствии таковых в пределах нефтегазоносной
области.
67
Порядок выполнения задания
1. Определение высоты залежи исходя из статистически установленных коэффициентов заполнения ловушек.
2. Определение площади нефтеносности прогнозируемой залежи исходя из значений коэффициента заполнения ловушек, амплитуды и площади ловушки.
3. Оценка локализованных ресурсов нефти, подготовленной
к бурению сейсморазведкой локальной структуры. Оценка возможного прироста запасов с учетом статистических параметров для
нефтегазоносного комплекса.
Исходные данные
1) Таблица значений коэффициентов заполнения для нефтегазоносных комплексов региона (таблица 7).
2) Таблица коэффициентов успешности поискового бурения,
достоверности и подтверждаемости ресурсов (при переводе их
в запасы) по НГО (таблица 8).
3) Таблица подсчетных параметров месторождения аналога для
расчетов ресурсов локального объекта (таблица 9) (в 4-х вариантах).
4) Структурная карта по ОГ вблизи возможно продуктивного
пласта (в 4-х вариантах) (рис. 12).
5) Таблица с характеристикой структуры по ОГ, полученная по
данным сейсморазведки (таблица 10).
Порядок выполнения практической работы
1. На первом этапе определяется амплитуда ловушки исходя из
представленных структурных карт и согласно последней замыкающей структуру изогипсы (необходимо учесть дополнительный прирост амплитуды в наиболее гипсометрии высокой точке структуры
в случае отсутствия профилей или значений отметок до 1/2 значений
между изогипсами). Например, при сечении изогипс 10 м амплитуда
может быть увеличена на 5 м.
68
Таблица 7
Значения коэффициентов заполнения для нефтегазоносных
комплексов региона
Тип залежи
НГК
пластовый
T1
0,9
P2
0,8
Cv3-P1
0,8
Cv1-2
0,8
массивный
0,4
D3f2-C1t
0,7
D2-D3
0,6
O-D1
0,9
0,3
Таблица 8
Коэффициенты успешности поискового бурения, достоверности
и подтверждаемости ресурсов (при переводе их в запасы) по НГО
Успешность
Нефтегазоносная
поисковых
область
работ, доли
единиц
Коэф.
достоверности
ресурсов
D0,
доли ед.
Коэф.
подтверждаемости
ресурсов
D0,
доли ед.
Коэф.
достоверности
ресурсов
D1лок.,
доли ед.
Коэф.
подтверждаемости
ресурсов
D1лок.,
доли ед.
ВарандейАдьзьвинская
0,5
0,44
2,0
0,36
1,6
ПечороКолвинская
0,75
0,48
2,4
0,42
2,0
Хорейверская
0,3
0,28
1,0
0,24
0,8
ИжмаПечорская
0,25
0,18
0,65
0,16
0,44
69
70
(вариант 1)
Таблица 9
Характеристика Нерутской структуры
Рис. 12. Структурная карта по ОГ Нерутского объекта (вариант 1)
71
72
(вариант 2)
Таблица 9
Характеристика Нижнесырьягинской структуры
Рис. 12. Структурная карта по ОГ перспективного
Нижнесырьягинского объекта (вариант 2)
73
74
(вариант 3)
Таблица 9
Характеристика Северо-Аранецкой структуры
75
Рис. 12. Структурная карта по ОГ перспективного Северо-Аранецкого объекта (вариант 3)
76
(вариант 4)
Таблица 9
Характеристика Северо-Янгарейской структуры
Рис. 12. Структурная карта по ОГ перспективного Янгарейского
объекта (вариант 4)
77
78
12,3
6,2
14,2
6,6
Вариант 2
Вариант 3
Вариант 4
0,08
0,12
0,18
0,10
0,65
0,90
0,78
0,67
Коэф. по- Коэф. нефтеСредневзвешенная
ристости,
насыщеннефтенасыщ.
kпо,
ности, kн,
толщина, hн, м
доли ед.
доли ед.
Вариант 1
Площадь нефтеносности,
F, тыс. м2
0,92
0,82
0,88
0,86
Пересчетный
коэф.,
θ, доли ед.
822
806
896
822
Плотность
нефти, ρн, кг/м3
132
66
260
160
Газовый
фактор, Г0,
м3/т
0,36
0,30
0,42
0,35
Коэф. извлече-ния
нефти
η, доли ед.
Т а б л и ц а 10
Таблица подсчетных параметров месторождения аналога для расчетов ресурсов локального объекта
2. Определяется высота ловушки исходя из значений коэффициентов заполнения ловушек аналогичных комплексов. Далее проводится внешний контур нефтегазоносности на структурной карте
исходя из определенной высоты прогнозной залежи. В случае несовпадения отметок контура с конкретной изогипсой внешний контур
проводится между ближайшими изогипсами с учетом интерполяции
между ними.
3. В соответствии с построенным контуром прогнозируемой
залежи определяется ее площадь и заносится в таблицу 6.
4. На следующем этапе практической работы путем перемножения значения высоты прогнозируемой залежи и коэффициента
песчанистости определяется максимальная нефтенасыщенная толщина для массивной залежи. Средняя эффективная толщина принимается как половина (с учетом интерполяции от максимального
значения на нулевые значения на контуре нефте-(газо)носности)
максимальной толщины. Для пластовых залежей делается сопоставление максимальной нефтенасыщенной толщины, полученной из
расчетов данной практической работы с толщиной пластов одновозрастных аналогичных месторождений. В случае превышения средних значений толщин пластов аналогов, полученные из расчетов,
принимаются последние. В обратном случае принимаются значения
толщин пластов аналогов. Значение средней толщины заносится для
расчета объемов в таблицу 6.
5. Используя таблицу подсчетных параметров залежей аналогов
заполняются все остальные графы таблицы 6. По формулам подсчета запасов объемным методом выполняется оценка локализованных
ресурсов нефти, подготовленной к бурению сейсморазведкой локальной структуры.
6. Завершением практической работы является оценка возможного прироста запасов с использованием коэффициента достоверности или с учетом двух коэффициентов (успешности поискового
бурения и коэффициента подтверждаемости ресурсов). Приводится
сравнение результатов оценки прироста запасов.
79
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №
9
ОЦЕНКА ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ
МЕТОДОМ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ АНАЛОГИЙ
Основы теории
Чаще всего обсуждаются два основных подхода к количественному решению задач прогноза нефтегазоносности:
– на основе установления зависимостей между концентрацией
ресурсов и геологическими, геофизическими и геохимическими параметрами;
– на основе установления зависимостей между показателями
динамики и характеристиками процесса освоения ресурсов.
К основным методам оценки ресурсов нефти и газа первого
типа относятся такие как: объемно-статистический, объемно-балансовый, объемно-генетический и метод сравнительных геологических аналогий; второго типа — историко-статистический и вероятностно-статистический.
Также существуют различные модификации статистических
подходов к оценке (способ оценки ресурсов по удельной плотности
на единицу площади, способ оценки ресурсов по удельной плотности на единицу объема и способ оценки ресурсов по запасам, приходящихся на осредненную структуру).
Все перечисленные методы и способы оценки предполагают наличие определенной геолого-геофизической изученности перспективных районов и соответственно наличия набора геологических
характеристик и установленных параметров, а также выявленных
закономерностей. Уместность применения того или иного метода
зависит от изученности.
Объемно-генетический метод (ОГМ) заключается в выявлении нефтегазоматеринских толщ, изучении истории их развития
80
(состав ОВ, степень метаморфизма, термическая история и др.),
в определении наиболее оптимальных для нефтегазогенерации
областей (очаги нефтегазогенерации), оценка путевых потерь от
очагов генерации к зонам нефтегазонакопления (рассеивание, восстановление форм железа и серы и др.), и главное — в оценке возможных генерированных количеств нефти и газа в том или ином
очаге (коэффициент эмиграции) и количеств их в зонах аккумуляции (коэффициент аккумуляции).
Объемно-статистический метод (ОСМ) заключается в количественном сравнении плотностей ресурсов (объемных и площадных)
хорошо изученных территорий с той или иной малоизученной территорией. Основоположник метода — М. Ф. Двали (1964) вначале
сравнивал все хорошо изученные платформы (без разделения на
молодые и древние) с любыми неизученными платформами, равно
как и складчатые и прискладчатые области с таковыми же малоизученными.
Метод геологических аналогий (сравнительных геологических аналогий). Основан на сравнении хорошо изученных
объектов или районов — эталонных участков — с близлежащими,
сходными по литологии, тектоническому положению и условиям
сохранности структурами и площадями. Как правило, внутренние
аналогии наиболее достоверны в пределах единых НГО, обладающих относительно устойчивыми нефтегазогеологическими характеристиками на всей их площади (литология, толщины, коллекторские
свойства, покрышки и др.) или надежно предсказуемыми такими
характеристиками (изменения толщин и коллекторских свойств
в том или ином направлении, выклинивание отдельных горизонтов,
приближенность или удаленность от очагов генерации и др.).
Решающее значение при использовании метода геологических
аналогий приобретает корректность (сравнимость) применяемых
показателей нефтегазоносности, обеспечивающаяся относительно
однородными условиями нефтегазообразования. Что в свою очередь
возможно только в пределах единых НГК и НГО.
Метод сравнения геологических количественных показателей,
непосредственно базируется на имеющихся результатах подсчета
81
запасов и оценки локализованных ресурсов нефти и газа и соответственно неприменим к регионам, нефтегазоносность которых не
установлена.
Важной особенностью является необходимость использования ограниченного числа сравниваемых показателей (от 4 до 6).
Заблуждением является представление о том, что увеличение их
числа приводит к увеличению точности прогноза. Чаще происходит
наоборот — увеличение числа рассматриваемых показателей увеличивает трудоемкость и вносит большую неопределенность в оценку,
поскольку либо не может быть обеспечена корректным сравнением
дополнительных показателей, либо они являются производным показателями от уже использованных и учтенных.
Среди наиболее значимых и сравнимых можно выделить следующие показатели:
– толщина нефтегазоносного комплекса или его части, соответствующей природному резервуару (доля пород-коллекторов —
песчанистость);
– литолого-фациальная однородность (изменчивость);
– емкостные свойства пород;
– площадь аккумуляции углеводородов (региональная и зональная — структурный фактор или структуроносность, удельная
площадь ловушек);
– глубина залегания комплекса;
– качество покрышки (толщина, литология)
– связь с очагом нефтегазообразования (удаленность, региональные уклоны).
На основании сравнения указанных показателей на расчетном
участке и на хорошо изученном эталоне вводятся поправочные коэффициенты.
На основе этих показателей выводится сводный коэффициент
аналогии, получаемый как произведение всех поправочных коэффициентов и отражающий соотношение плотности ресурсов на расчетном участке и эталоне.
Удельные плотности запасов и ресурсов на эталоне могут быть
представлены величинами на единицу площади, на единицу объема
или на осредненную структуру.
82
Ресурсы оцениваемого участка определяются как произведение
удельной плотности запасов на эталоне на сводный коэффициент
аналогии.
Необходимо отметить, что прогноз таких показателей, как
толщина продуктивной части разреза, емкостные свойства пород,
качество покрышек в неизученных частях района также достаточно
неопределен и неточен, что неизбежно приводит к ухудшению точности оценки ресурсов и необходимости применения региональных
обобщений и использования более «грубых» методов оценки, например, бассейнового моделирования — аналога объемно-генетического метода.
Важно при оценке методом геологических аналогий соблюдать
требования к выбору эталонных участков.
Основные требования к эталонным участкам:
– однородность геологического строения и нефтегазоносности
эталонного участка и подобие их с условиями расчетного
участка;
– замкнутость в структурно-миграционном отношении;
– расположение в едином элементе тектонического районирования;
– хорошая буровая и геофизическая изученность, а совокупность включаемых в участок залежей должна отражать фактическое разнообразие их в регионе;
– достаточные запасы категорий С1 + С2;
– представительность эталона и недопустимость включения
в выборку месторождений с исключительными для региона
по количеству и качеству запасами;
– корректность определения площади участка;
Плотность ресурсов на эталоне определяется путем деления
суммы: накопленная добыча + запасы категорий С1 + С2 + локализованные ресурсы D0 (с коэффициентом достоверности) на площадь
эталона.
В Методическом руководстве по количественной оценке ресурсов определено требование о том, что площадь расчетных участков
не должна превышать площадь эталона более чем в 2 раза. При этом
также важно, чтобы сравниваемые показатели не отличались по количественным характеристикам в ту или иную сторону более чем
83
в два раза. Т.е. частные коэффициенты аналогии могут варьировать
в диапазоне от 0,5 до 2,0.
Последовательность шагов при проведении оценки методом
сравнительных геологических аналогий:
1. Уточнение нефтегазогеологического районирования.
2. Расчленение разреза на нефтегазоносные и нефтегазоперспективные комплексы.
3. Построение карт критериев нефтегазоносности:
– толщин комплексов;
– структурных карт по ОГ, близких к поверхности НГК;
– литолого-фациальных карт;
– карт прогноза коллекторов;
– карт развития покрышек;
– карт природных резервуаров;
– карт зон нефтегазонакопления;
– карт очагов нефтегазогенерации;
– карт гидрогеологических критериев нефтегазоносности;
– карт фонда локальных объектов;
– карт выявленных месторождений нефти и газа;
– карт геолого-геофизической изученности (сейсморазведкой и бурением);
– карт объектов, выведенных из бурения с отрицательными
результатами.
4. Выделение в пределах нефтегазоносных комплексов хорошо
изученных участков, где получены положительные (выявлены залежи) и отрицательные результаты ГРР (эталонных участков).
5. Расчет плотностей ресурсов, полученных на эталонных
участках, являющихся результатом сложения запасов и ресурсов локальных неразбуренных структур с коэффициентами достоверности
разделенных на площадь оконтуренного эталонного участка.
6. Выделения расчетных участков, характеризующихся общностью геологического строения (чаще всего частей нефтегазоносных
районов) и небольшими вариациями критериев нефтегазоносности.
7. Последовательное сравнение всех параметров на расчетных
и эталонном участке в пределах рассматриваемого комплекса.
8. Получение частных коэффициентов аналогий по всем сравниваемым критериям (толщине, структуроносности, доле коллекто84
ров, качеству покрышек, удаленности от очага генерации, наличия
толщ, обеспечивающих миграцию, наличия тектонических нарушений и пр.).
9. Расчет сводного коэффициента аналогий путем произведения
частных коэффициентов аналогий.
10. Расчет плотностей ресурсов на расчетных участках, полученных путем произведения плотностей ресурсов на эталоне
и сводного коэффициента аналогии.
11. Расчет начальных суммарных ресурсов полученных путем
произведения плотностей ресурсов на расчетном участке и площади
расчетного участка.
Порядок выполнения задания
1. Сравнение показателей нефтегазоносности расчетного и эталонного участков и получение частных коэффициентов аналогий.
2. Определение удельной плотности ресурсов на эталонном
участке.
3. Расчет удельной плотности ресурсов на расчетном участке.
4. Оценка ресурсов нефти газа методом геологических аналогий.
Исходные данные
1) Подсчетный план нефтегазоперспективного комплекса с выделенными расчетными и эталонными участками (рис. 13 в 4-х вариантах).
2) Таблица характеристики эталонов и расчетных участков
(таблица 11).
3) Таблица основных параметров оценки и расчета коэффициентов аналогий (таблица 12).
85
Рис. 13. Лаявожский эталонный участок (вариант 1)
86
Рис. 13. Ненецкий эталонный участок (вариант 2)
87
Рис. 13. Лузский эталонный участок (вариант 3)
88
Рис. 13. Вехнеамдермаельский эталонный участок (вариант 4)
89
Т а б л и ц а 11
Характеристика эталонных и расчетных участков. Лаявожский
ЭУ,
РУ
Объект
Характеристика
(вариант 1)
Лаявожское
м
СевероЛаявожская
п
Тонкошорская
п
Всего
ЭУ-11 Лаявожский
Соколкинская
СевероЯчегейская
ЗападноЯчегейская
Ячегейская
СевероДиятынская
СевероНерутинская
Верхненерутинская
в
п
в
в
в
в
в
Юшинская
в
Юнкоюская
в
Всего
РУ-92
РУ-91
РУВсего
89
РУВсего
90
Симбейская
Всего
Тибейвисское
м
ЮжноЛамбейшорская
в
Всего
90
в
Нефть, млн т
Свободный газ, млрд м3
ABC1 +
ABC1 +
Всего
С2
С2
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
6,3
2,8
–
–
6,3
2,8
–
–
–
–
–
–
–
–
7,2
1,4
1,3
0,3
1,1
0,2
0,9
0,2
1,2
0,2
0,4
0,1
1,9
0,4
2,6
0,5
3,7
1,6
9,7
2,4
–
–
–
–
–
–
–
–
6,3
2,8
4,9
1,5
D
Всего
126,8
–
126,8
–
–
–
–
–
–
126,8
–
126,8
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Всего Площадь
НСР,
участка,
млн т.у.т
км2
Средняя уд.
плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
1952,0
3019,0
11,2
8,1
46,3
33,1
1020,0
11,2
2067,0
5,6
650,0
17,2
2238,0
20,7
Т а б л и ц а 11
Характеристика эталонных и расчетных участков. Ненецкий
ЭУ-12 Ненецкий
ЭУ,
РУ
Объект
Характеристика
(вариант 2)
Ненецкое
м
Сарутаюское
м
СевероХарьягинское
м
СевероХарьягинское
м
СевероХарьягинское
м
Среднесарутаюская
п
Новосарутаюская
в
ЮжноСарутаюская
в
ЮжноНирмалинская
п
ЗападноХановейская
в
Всего
СевероХыльчуюская II
п
СевероЯрейюская
п
РУ-96
Всего
Лекхарьягинское
м
Лекхарьягинское
м
Харьягинское
м
Харьягинское
м
Всего
Нефть, млн т
ABC1 +
С2
D
Всего
27,8
12,5
1,1
0,4
9,8
2,7
1,8
0,4
16,9
6,9
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
57,4
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,4
0,2
1,7
0,8
–
–
4,8
2,0
3,3
–
–
–
–
–
–
2,6
0,8
3,6
1,7
22,1
6,6
15,3
7,3
43,6
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Свободный газ, млрд м3
ABC1 +
С2
D
Всего
27,8
12,5
1,1
0,4
9,8
2,7
1,8
0,4
16,9
6,9
–
–
0,4
0,2
1,7
0,8
–
–
4,8
2,0
60,6
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2,6
0,8
3,6
1,7
22,1
6,6
15,3
7,3
43,6
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Всего Площадь
НСР,
участка,
млн т.у.т
км2
Средняя уд.
плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
1075,3
1323,0
1535,0
91
Таблица 11
Характеристика эталонных и расчетных участков.
Лузский
ЭУ-6 Лузский
ЭУ,
РУ
Объект
Характеристика
(вариант 3)
Лузское
м
Лузская-II
п
Дзеляседъельская
п
Плющинская
Северо-Лузская
в
в
РУ-51
Всего
Верхнелыжская-I
в
ЗападноТерехевейская
п
РУ-52
Всего
Южно-Ыджидседъельская
в
ЗападноТэмъельская
в
Кыдрымская
Всего
92
в
Нефть, млн т
Свободный газ, млрд м3
ABC1 +
С2
D
Всего
ABC1 +
С2
D
Всего
7,5
–
7,5
–
–
–
2,8
–
2,8
–
0,8
0,8
–
–
–
–
0,2
0,2
–
2,3
2,3
–
–
–
–
0,5
0,5
–
4,9
4,9
–
–
–
–
1,3
1,3
–
1,7
1,7
–
–
–
–
0,4
0,4
7,5
1,9
9,4
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2,8
0,5
3,3
–
5,4
5,4
–
1,1
1,1
–
0,4
0,4
–
0,1
0,1
–
5,8
5,8
–
1,2
1,2
–
0,8
0,8
–
0,2
0,2
–
0,2
0,2
–
0,1
0,1
–
2,1
2,1
–
0,7
0,7
–
3,1
3,1
–
0,9
0,9
Всего Площадь
НСР,
участка,
млн т.у.т
км2
1048,0
2053,0
346,0
Средняя уд.
плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
Т а б л и ц а 11
Характеристика эталонных и расчетных участков.
Верхнеамдермаельский
ЭУ-10 Верхнеамдермаельский
ЭУ,
РУ
Объект
Характеристика
(вариант 4)
Верхнеамдермаельское
м
Баяндыское
м
ВосточноТрошская
СевероТрошская
ЮжноБаяндыская
ВосточноБаяндыская
п
в
в
в
Всего
РУ-82
ЮжноЗверинецкое
СевероКэрлайская
м
в
Кэрлайская
в
Хасуйская
в
ВосточноЛамбейшорская
п
Верхнебаяндыская
б
Среднезверинецкая
б
Лекъюская
б
Зверинецкая
п
РУ-83
Всего
Северо-Ипатская
в
Южно-Ипатская
п
Верхнелодминская-II
п
РУ-86
Всего
ЗападноЛамбейшорская
Нижнеламбейшорская
Всего
в
в
Нефть, млн т
ABC1 +
С2
D
Всего
–
–
19,7
8,5
–
–
–
–
–
–
–
–
19,7
8,5
1,7
0,7
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1,7
0,7
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
4,4
1,6
–
–
–
–
–
–
3,5
1,3
–
–
0,2
0,1
1,2
0,4
2,7
0,7
28,7
10,1
3,6
1,3
12,5
4,6
4,0
1,5
6,1
2,2
59,0
20,9
0,6
0,3
6,8
3,1
–
–
7,4
3,4
0,4
0,1
0,6
0,2
0,9
0,3
–
–
19,7
8,5
4,4
1,6
–
–
–
–
–
–
23,2
9,7
1,7
0,7
0,2
0,1
1,2
0,4
2,7
0,7
28,7
10,1
3,6
1,3
12,5
4,6
4,0
1,5
6,1
2,2
60,6
21,6
0,6
0,3
6,8
3,1
–
–
7,4
3,4
0,4
0,1
0,6
0,2
0,9
0,3
Свободный газ, млрд м3
ABC1 +
С2
D
Всего
3,7
–
3,7
–
–
–
–
–
–
–
4,4
4,4
–
–
–
–
–
–
3,7
3,5
7,2
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2,9
2,9
–
2,9
2,9
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Всего
НСР,
млн т.у.т
Площадь
участка,
км2
Средняя уд.
плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
567,0
1586,0
605,0
1858,0
93
Т а б л и ц а 12
Расчет коэффициентов аналогии. Лаявожский участок
(вариант 1)
ЭУ, РУ
Объект
Характеристика
ЭУ-11
Лаявожский
показатели
РУ-88
коэффициент
аналогии
РУ-89
коэффициент
аналогии
РУ-90
коэффициент
аналогии
РУ-91
коэффициент
аналогии
РУ-92
коэффициент
аналогии
показатели
показатели
показатели
показатели
Толщина
НГК
ТолПесщина
чаниколстость лектиоров
Струк- Толщитуронос- на поность,
крыш%
ки
Удаленность
от
очага
Суммарный
коэффициент
аналогии
Площадь
участка,
км2
Средняя
уд.плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
69,8
400,0
0,4
0,5
12,0
2,0
1952,0
200,0
0,5
0,3
10,0
1,6
3019,0
300,0
0,4
0,2
10,0
3,0
1020,0
200,0
0,2
0,2
6,0
3,0
2067,0
300,0
0,5
0,3
10,0
3,0
650,0
250,0
0,4
0.3
8,0
2,5
2238,0
Т а б л и ц а 12
Расчет коэффициентов аналогии. Ненецкий участок
(вариант 2)
ЭУ, РУ
Объект
Характеристика
ЭУ-12
Ненецкий
показатели
РУ-93
94
Песчанистость
200,0
0,6
0,6
8,0
1,0
160,0
0,5
0,3
10,0
1,6
коэффициент
аналогии
Суммарный
коэффициент
аналогии
Площадь
участка, км2
Средняя
уд.плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
1075,3
62,2
1323,0
300,0
0,2
0,3
10,0
2,0
1535,0
коэффициент
аналогии
показатели
РУ-92
СтрукТолщитуронос- на поность, % крышки
Удаленность
от
очага
Толщина
НГК
коэффициент
аналогии
показатели
РУ-96
Толщина
коллектиоров
200,0
0,4
0.3
10,0
2,0
2238,0
Т а б л и ц а 12
Расчет коэффициентов аналогии. Лузский участок
(вариант 3)
ЭУ, РУ
Объект
Характеристика
ЭУ-6
Лузский
показатели
ТолТолщи- Удаленщина
Струкна поность
кол- туроноскрышот
лекти- ность, %
ки
очага
оров
Толщина
НГК
Песчанистость
200,0
0,2
0,6
16,0
1,0
100,0
0,5
0,3
8,0
2,0
Суммарный
коэффициент
аналогии
ПлоСредняя уд.
щадь
плотность
участка,
НСР УВ,
км2
тыс. т.у.т/км2
1048,0
РУ-51
18,7
2053,0
коэффициент
аналогии
показатели
250,0
0,4
0,4
8,0
1,0
РУ-52
346,0
коэффициент
аналогии
Т а б л и ц а 12
Расчет коэффициентов аналогии. Верхнеамдермаельский участок
(вариант 4)
ЭУ, РУ
Объект
Характеристика
ЭУ-10
Верхнеамдермаельский
показатели
РУ-82
Удаленность
от
очага
0,4
0,6
22,0
0,5
0,3
0,3
16,0
1,0
400,0
400,0
коэффициент
аналогии
Суммарный
коэффициент
аналогии
Площадь
участка, км2
Средняя уд.
плотность
НСР УВ,
тыс. т.у.т/км2
567,0
94,5
1586,0
300,0
0,3
0,4
12,0
1,0
605,0
коэффициент
аналогии
показатели
РУ-86
Толщина
покрышки
Песчанистость
коэффициент
аналогии
показатели
РУ-83
Структуроносность,
%
Толщина
НГК
Толщина
коллектиоров
200,0
0,3
0,3
8,0
2,0
1858,0
95
Порядок выполнения практической работы
1. На основании исходных данных по объемам запасов и локализованных ресурсов месторождений и локальных объектов,
расположенных в пределах выделенных эталонных участков,
произвести расчет плотностей ресурсов этих участков. Плотность ресурсов на эталоне определяется как сумма запасов всех
категорий по залежам, расположенным в пределах оцениваемого
нефтегазоносного комплекса и локализованных ресурсов, подготовленных к бурению неразбуренных объектов (с учетом коэффициента перевода ресурсов в запасы — коэффициента достоверности ресурсов) на площадь оконтуренного эталонного участка.
Полученное значение удельной плотности вписывается в таблицу 12 для дальнейших расчетов удельных плотностей ресурсов
на расчетном участке.
2. Выполнить последовательное сравнение всех рассмотренных показателей нефтегазоносности на расчетном и эталонном
участке в пределах рассматриваемого комплекса. Получить частные коэффициенты аналогий по всем сравниваемым критериям
(толщине, структуроносности, доле коллекторов, качеству покрышек, удаленности от очага генерации, наличия толщ, обеспечивающих миграцию, наличия тектонических нарушений и пр.). По
результатам заполнить таблицу, характеризующую все частные коэффициенты аналогии. Выполнить расчет сводного коэффициента
аналогий путем произведения частных коэффициентов аналогий,
позволяющего сравнивать потенциал эталонного участка с расчетным. Вписать значения в таблицу 11.
3. Выполнить расчет плотностей ресурсов на расчетных
участках, полученных путем произведения плотностей ресурсов
на эталоне и сводного коэффициента аналогии. Выполнить расчет
начальных суммарных ресурсов, полученных путем произведения
плотностей ресурсов на расчетном участке и площади расчетного
участка. Используя фазовое соотношение нефти и газа на эталонном участке рассчитать долю НСР, приходящуюся на нефть
и долю, приходящуюся на газ (геологические ресурсы).
96
4. Используя таблицу 11 с учетом коэффициента извлечения
нефти (суммарно для всех запасов и ресурсов нефти) на эталоне
определить извлекаемые ресурсы D0+D1 расчетного участка.
5. В соответствии с уже локализованными ресурсами, подготовленных к бурению сейсморазведкой и выявленных сейсморазведкой (табл. 11), рассчитать исходя из полученных НСР расчетного участка прогнозные ресурсы нефти и газа.
ВОПРОСЫ К ЗАЩИТЕ ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА»
1. Этапы и стадии геологоразведочного процесса и связь подсчета
запасов со стадийностью ГРР.
2. Дать определение терминам «запасы», «ресурсы», «начальные
суммарные и текущие ресурсы».
3. Методы подсчета запасов нефти и газа.
4. Порядок и последовательность работ при выполнении подсчета
запасов нефти и газа;
5. Сущность объемного метода подсчета запасов нефти и газа.
6. Формула объемного метода подсчета запасов нефти.
7. Основные подсчетные параметры, применяемые в объемном
методе подсчета запасов нефти.
8. Формула объемного метода подсчета запасов газа.
9. Методы определения основных подсчетных параметров.
10. Дать определение терминам:
площадь нефте(газоносности) носности;
нефтенасыщенная (эффективная) толщина пласта;
нефтенасыщенность;
пересчетный (объемный коэффициент).
11. Методы определения площадей и объемов нефтяных и газовых
залежей разного типа.
12. Основные параметры, определяющие геометризацию залежей
разных типов.
13. Понятие внутреннего и внешнего контура нефтегазоносности.
14. Параметры подсчета запасов, определяемые при лабораторных
исследованиях керна
15. Параметры подсчета запасов, определяемые при лабораторных
исследованиях флюидов.
16. Методы расчета геологических и извлекаемых запасов растворенного газа и конденсата.
17. Методы определения КИН.
18. Принципиальные особенности подсчета запасов газа.
19. Основные параметры, определяющие объемы запасов газа.
Методы их определения.
98
20. Классификация запасов и ресурсов нефти и газа. Основные
методические документы по применению классификации.
21. Классификация месторождений по крупности, по фазовому
составу, по сложности геологического строения.
22. Классификация месторождений по изученности и промышленной значимости.
23. Дать определение категориям запасов. Методы выделения границ категорий запасов.
24. Понятие «Подсчетного плана» и его состав.
25. Состав отчета по Подсчету запасов нефти и газа.
26. Программные комплексы и технологии, применяемые при построении геологических моделей, используемых при подсчете
запасов нефти и газа.
27. Состав первичной геолого-геофизической информация необходимой при подготовке данных для построения структурных
карт и карт эффективных толщин с применением ПК.
28. Понятие сходимости данных, полученных при применении ГИС
и при опробовании скважин.
29. Методы определения ВНК, ГВК.
30. Методы подсчета запасов, применяемые на поздних стадиях
освоения месторождений.
31. Подсчет запасов газа по падению давления.
32. Методы оценки ресурсов нефти и газа.
33. Методы оценки локализованных ресурсов нефти и газа.
34. Особенности подготовки данных для оценки локализованных
ресурсов нефти и газа.
35. Понятие коэффициентов успешности поисковых работ, подтверждаемости и достоверности ресурсов.
36. Сущность метода геологических аналогий.
37. Основные геологические характеристики, определяющие коэффициенты аналогии в методе геологических аналогий.
38. Особенности оценки запасов и ресурсов в скоплениях нефти
и газа в низкопроницаемых (сланцевых) коллекторах.
39. Способы отражения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (карты кровли и подошвы пласта).
40. Сущность метода схождения при построении структурных
карт.
99
ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ ОТЧЕТА
ПО ПРАКТИЧЕСКИМ ЗАНЯТИЯМ
Оформление отчета по лабораторному практикуму производится в соответствии с требованиями СТП ТПУ 2.3.05-01.
Отчет оформляется на бумаге формата А4 в рукописном или
машинописном варианте.
Отчет является документом, свидетельствующим о выполнении
студентом практических работ, и должен включать:
1) титульный лист;
2) описание целей и задач, выполненных практических заданий;
3) исходные данные (таблицы 1, 2 свой вариант);
4) методика расчетов;
5) построенные схемы и карты: геологический профиль, схема
корреляции, структурные карты по кровле и по подошве пласта, карта эффективных и нефтенасыщенных толщин, подсчетный план;
6) результаты расчетов, представленные в форме таблиц (таблицы 5 и 6);
7) результаты оценки локализованных ресурсов в виде таблицы
6, структурной карты с нанесенным контуром залежи и текста обоснования.
8) результаты оценки расчетного участка методом геологических аналогий в виде таблицы.
9) выводы о полученных навыках и компетенциях.
100
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бжицких Т. Г. Подсчет запасов углеводородов объемным методом:
Методические указания к выполнению цикла лабораторных работ
по дисциплине «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа». —
Томск: Изд-во Томского политехн. ун-та, 2009. — 28 с.
2. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на
нефть и газ: Утверждено Приказом Министерства природных ресурсов
РФ от 07.02.2001 г. № 126.
3. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник. — М.:
Недра, 1985. — 223 с.
4. Гутман И. С., Саакян М. И. Методы подсчета запасов и оценки ресурсов
нефти и газа: Учебник. — М.: Недра, 2017. — 363, [3] с.
5. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов: Утверждена
Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской
Федерации от 01.11.2013 г. № 477.
6. Кузнецов Д. В., Кулешов В. Е., Могутов А. С. Подсчет запасов нефти
и растворенного газа: Учеб. пособие. – Ухта: УГТУ, 2013. — 112 с.
7. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них
компонентов: Справочник / Под ред. В. В. Стасенкова, И. С. Гутмана. —
М.: Недра, 1989. — 270 с.
8. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти
и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна,
Г. Г. Яценко. — М.: ВНИГНИ; Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. — 262 с.
9. Методические рекомендации по применению Классификации запасов
и ресурсов нефти и горючих газов: Утверждены распоряжением
Минприроды № 3-Р от 01.02.2016 г.
10. Методические указания по количественной оценке прогнозных
ресурсов нефти, газа и конденсата. — М.: ВНИГНИ, 2010. — 96 с.
11. Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю., Ильинский А. А., Морариу Д. Нефть
и газ низкопроницаемых сланцевых толщ — резерв сырьевой базы
углеводородов России / Под ред. О. М. Прищепы. — СПб.: ФГУП
«ВНИГРИ», 2014. — 323 с. — (Труды ВНИГРИ).
12. Прищепа О. М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов
нефти и газа в зонах нефтегазонакопления [Электронный ресурс] //
Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2011. — Т. 6, № 4. — URL:
http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011.pdf (дата обращения 21.05.2019).
13. Требования к составу и правилам оформления представляемых на
государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти
и горючих газов: Утверждены Приказом Министерства природных
ресурсов и экологии Российской Федерации от 28.12.2015 № 564.
101
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
Прищепа Олег Михайлович, доктор геолого-минералогических
наук, заведующий кафедрой геологии нефти и газа, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Санкт-Петербургский горный университет», управляющий директор АО
«ВНИГРИ».
Родина Татьяна Владимировна, кандидат технических наук, доцент
кафедры геологии нефти и газа, Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский
горный университет», ведущий научный сотрудник АО «ВНИГРИ».
Нефёдов Юрий Викторович, кандидат геолого-минералогических
наук, доцент кафедры геологии нефти и газа, Федеральное государственное
бюджетное образовательное учреждение высшего образования «СанктПетербургский горный университет».
102
СОДЕРЖАНИЕ
Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
Практ и ч е с ка я работ а № 1
Построение схемы корреляции продуктивных отложений. Построение
схемы опробования. Определение ВНК и ГВК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
Практ и ч е с ка я работ а № 2
Геометризация залежей нефти и газа. Построение структурных карт
по кровле и по подошве пласта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Практ и ч е с ка я работ а № 3
Построение карт общих, эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных толщин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Практ и ч е с ка я работ а № 4
Построение подсчетного плана . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
Практ и ч е с ка я работ а № 5
Определение площадей и объемов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Практ и ч е с ка я работ а № 6
Под счет запасов объемным методом . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Практ и ч е с ка я работ а № 7
Подсчет геологических запасов нефти по геологической модели, созданной в программном комплексе IRAP RMS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Практ и ч е с ка я работ а № 8
Оценка локализованных ресурсов объемным методом . . . . . . . . . . . . . . 60
Практ и ч е с ка я работ а № 9
Оценка прогнозных ресурсов методом геологических аналогий . . . . . . 80
Вопросы к защите практических работ по дисциплине «подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
Требования к оформлению отчета по практическим занятиям . . . . . . . 100
Список литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
Сведения об авторах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
103
О. М. Прищепа, Т. В. Родина, Ю. В. Нефедов
«ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА»
ПРАКТИКУМ — учебное издание
по дисциплине «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа»
для студентов, обучающихся по специальности 130304
«Геология нефти и газа» направления 130300 «Прикладная геология»
Научный редактор:
доктор геолого-минералогических наук, профессор А. М. Жарков
Редактор А. Б. Левкина
Компьютерная верстка Л. А. Харитонов
Подписано в печать 23.04.2019. Формат 60×88 1/16.
Усл. печ. л. 8,9. Тираж 500 экз. Заказ № 139С.
Отпечатано в типографии издательско-полиграфической фирмы «Реноме»,
192007, СПб., наб. Обводного канала, д. 40. Тел. (812) 766-05-66.
www.renomespb.ru