Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология
Подождите немного. Документ загружается.
k комплексный показатель неоднородности; А:зап
не
од
коэффициент запаса нефти, приходящегося в среднем на одну
скважину, равный отношению бфакт. на скв. ^300 тыс.т.
На рис.35 дано графическое отображение модели при
обводненности продукции от 10 до 98 %. Технология разработки в
некоторой мере учитывается с помощью коэффициента запаса,
который вводится при превышении величины запасов нефти,
приходящихся на скважину, свыше 300 тыс.т, а его введение по
физическому смыслу характеризует увеличение геологической
неоднородности дренируемого скважиной объема.
Приведенная на рис. 35 модель - простейшая из серии
адаптационных геологопромысловых моделей АГПМ (М.А.
Токарев. Комплексный геологопромысловый контроль за
- 169-
текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.:"Недра",
1990). АГПМ могут быть использованы для объектов на любом
иерархическом уровне.
Плотность нефти определяют в стандартных условиях (в
лаборатории). Для расчета берут среднюю величину по пласту на
основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.
Пересчетный коэффициент в. или величину, обратную объемному
коэффициенту пластовой нефти Ь, вводят для приведения
подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на
поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют
по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой
нефти либо косвенным путем.
Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы
материального баланса и статистический.
Метод материального баланса является практическим
приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из
равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству
добытой и оставшейся в недрах нефти.
Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об
изменении пластового давления и количественных соотношений
между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе
разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и
в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим.
Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение
его ограничивается трудностями точного определения довольно
большого числа параметров, характеризующих пластовые условия
(пластового давления, газосодержания, температуры и ,др.). Есть и
другие обстоятельства (например, воздействие на пласт),
ограничивающие применение метода материального баланса.
Статистический метод основан на статистических связях между
различными показателями разработки. Среди них наиболее известны
связи между предыдущими и последующими дебитами нефти,
текущими и накопленными отборами нефти, долей воды (нефти) в
продукции залежи и накопленными отборами нефти и т.п.
Применение статистического метода, так же как и метода
материального баланса, возможно, следовательно, после
достаточно длительной разработки. Однако статистический метод
дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов
нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки
достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе
эксплуатации. Кроме того, применение статистического
-170-
метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при
любом воздействии на пласт.
Основными критериями выбора метода подсчета запасов нефти
являются режим залежи и степень ее изученности (разведанности).
При выборе метода подсчета в зависимости от режима необходимо
руководствоваться следующим: при водонапорном режиме
возможно применение объемного и статистического методов; при
упруго-водонапорном и смешанных режимах - объемного и метода
материального баланса; при режимах газовой шапки и растворенного
газа - всех трех методов; при гравитационном режиме - объемного и
статистического методов.
Следовательно, наиболее универсален объемный метод. Однако,
для пластов со значительной литолого-физической изменчивостью,
когда трудно установить достоверные средние значения мощности,
пористости и других параметров, применение объемного метода
может быть затруднено. В этом случае данные этого метода
целесообразно уточнить статистическим методом или методом
материального баланса в процессе разработки.
Применение метода материального баланса тоже может
осложниться вследствие неравномерного распределения пластовых
давлений в связи с литолого-физической неоднородностью пласта.
Тогда более эффективен статистический метод.
При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от
степени разведанности залежи (категорий запасов) необходимо
руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов
можно применять на любой стадии разведанности залежи,
статистический - в тех случаях, когда имеются данные
продолжительной эксплуатации, материального баланса - также при
наличии данных, получаемых в процессе более или менее
длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий (С-|,
Сз) подсчитывают объемным методом.
7.4. Методы подсчета запасов газа
При подсчете запасов газа различают свободный газ, т.е. из газовых
залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и
газ, растворенный в нефти (попутный газ).
7.4.1. Подсчет запасов свободного газа
Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех
же принципах определения объема залежи, что и объемный метод
подсчета запасов нефти:
- 171 -
Ро^О-Рст: "ст
(7.9)
где бг- начальные запасы газа (в стандартных условиях, р^.= 0,1
Мпа, 7сг=293 К); F- площадь в пределах контура газоносности, м
2
; h -
эффективная газонасыщенная мощность, м; А'п -коэффициент
открытой пористости; рц- начальное пластовое давление в залежи,
МПа; р^. - среднее остаточное давление, МПа, в залежи после
извлечения промышленных запасов газа и установления на устье
скважины давления, равного 0,1 МПа; а у, а^ -поправки на отклонение
углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для
давлений рц и р^ , равные 1/г, где
z=pVI(RT) - коэффициент сжимаемости газа, определяемый по
пластовым пробам; / - поправка на температуру для приведения
объема газа к стандартной температуре: Тст/Тпд
=293К/(273К+?пл). ^г- коэффициент газонасыщенности с учетом
содержания связанной воды; Гдд - пластовая температура, °С.
Метод подсчета запасов газа по падению пластового давления
основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения
пластового давления в процессе разработки газовой залежи. Если на
первую дату подсчета запасов в начале разработки залежи добыто Q^
объемов газа, при этом давление в
залежи составило д, а на вторую более позднюю дату отобрано Q^_
объемов газа и давление равняется ]Б , то добыча газа за этот период
(от первого до второго подсчета) на единицу падения давления
составит:
(7.10)
Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового
давления в залежи до некоторой его конечной величины будут
добываться одинаковые количества газа на единицу падения
давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:
(7.11)
где <2г " промышленные запасы газа на дату, когда уже было
отобрано газа Q^, м
3
.
172-
Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления
не применим, так как при подсчете запасов газа этим методом
предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый
газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газоводонапорном
режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа,
вытесненного за определенный период времени напором воды {Q').
Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:
(7.12)
Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.
Если количество газа, вытесненного напором воды, определить
невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.
Если месторождение газоконденсатное, то после определения
запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:
(7.13)
где П - потенциальное содержание конденсата. Объемный метод
подсчета запасов газа можно применять на любой стадии
разведанности залежи. Для использования метода по падению
пластового давления необходимо иметь данные эксплуатации
скважин.
Объемный метод применяется при любом режиме работы
пласта. Метод по падению пластового давления эффективен лишь
при газовом режиме, при водонапорном (газоводонапорном) режиме
точность расчета этим методом резко снижается.
Для проверки возможности применения метода подсчета запасов по
падению пластового давления рассчитывают количества добытого из
залежи газа на единицу падения давления в разные периоды
разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно
применить метод по падению пластового давления. Увеличение
количества добытого газа на единицу снижения давления в более
поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод
и вытеснение ими части объема газа.
-173-
7.4.2. Подсчет запасов газа, растворенного в нефти
Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по
формуле:
Qг.бaл
=
Qн.бaл ^0'
(7.14)
где бг.бал • бн.бал ' балансовые запасы газа, м и нефти, т;
Гц - содержание газа в нефти при начальном пластовом
давлении, м^т.
Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти,
зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.
При водонапорном режиме (при котором разрабатывается
подавляющее большинство месторождений России) газовый фактор в
процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и
извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по
упрощенной формуле:
где Г - газовый фактор, мУг, замеренный на поверхности при
давлении 0,1 МПа; бн.изв " извлекаемые запасы нефти, т; бг.изв •
извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м
3
.
7.5. Требования, предъявляемые к разведочному бурению для
получения качественных материалов для подсчета запасов и
подготовки залежей нефти и газа к разработке
Точность подсчета запасов нефти и газа зависит от качества
полученного исходного материала. При рациональном
размещении разведочных скважин на структуре, тщательном отборе
керна из продуктивных горизонтов, а также проведении необходимого
комплекса исследований можно значительно сократить число
разведочных скважин и в то же время получить полноценные данные
для подсчета запасов."
Важнейшая задача разведочного бурения - получение данных для
подсчета запасов нефти и газа, а также данных для составления
технологической схемы разработки. При проведении промышленной
разведки определяют минимальное количество и рациональное
расположение на структуре разведочных скважин.
-174-
йг.изв "бн.изв
1
' (7.15)
При этом минимальным считается такое количество скважин,
увеличение которого не приводит к существенному изменению
величины подсчетных параметров. Рекомендуется первые
разведочные скважины бурить до поверхности кристаллического
фундамента при условии его залегания на глубинах, освоенных для
массовой проводки скважин, и проводить испытание на
продуктивность по системе "снизу-вверх".
Для быстрого выявления запасов во всех продуктивных горизонтах
необходимо проводить испытание пластов в процессе бурения. При
бурении и испытании скважин особое внимание нужно уделять
качеству проведения геологических, геофизических и
гидродинамических исследований.
Качество геологических исследований при разведке
определяется полнотой выноса, правильностью отбора и качеством
исследования кернового материала. Инструмент для отбора керна
должен соответствовать геологической характеристике разреза для
преимущественно 100 % отбора керна. Некоторые виды
предварительного изучения керна, такие, например, как
люминисцентно-битуминологический анализ, должны осуществляться
непосредственно после подъема керна на буровой.
Особое внимание надо уделять качеству вскрытия
продуктивных горизонтов и рациональному комплексу
геофизических исследований в них.
При вскрытии продуктивных горизонтов используют
высококачественную промывочную жидкость, не образующую в
пласте зону проникновения и удовлетворяющую всем стандартам для
проведения качественных геофизических исследований.
Комплекс геофизических исследований должен
соответствовать геолого-физической характеристике возможных
продуктивных залежей, вскрытых при разведке . При этом в одной и
той же скважине в различных отложениях оптимальный комплекс
геофизических исследований может достаточно сильно
различаться.
Комплекс гидродинамических исследований должен позволить
выявить режимы работы залежей, наличие или отсутствие
гидродинамической связи между отдельными пластами,
продуктивность пластов. Пробы пластовой воды, нефти и газа по
каждой скважине, полученные при опробовании продуктивных
горизонтов, должны исследоваться в лабораторных условиях для
определения физико-химических свойств жидкостей и газов
(плотности, вязкости, состава, растворимости газов и начальной
насыщенности нефти газом).
-175-