Контрольная работа по "Промысловой геологии"

Категория Д0 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия  залегания залежи определены в общих  чертах по результатам геологических  и геофизических исследований, а  толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти  и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ  и прироста запасов категорий  С1 и С2.

Категория Д1 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории  Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений  и по аналогии с другими, более  изученными регионами, где имеются  разведанные месторождения нефти  и газа.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в  нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти  и газа по тем же категориям.

Группы запасов нефти  и газа по их экономическому значению

При оценке месторождений  нефти, газа и конденсата подсчитываются и учитываются как все запасы, находящиеся в недрах (геологические  запасы), так и та их часть, которая  может быть извлечена из недр при  современном уровне техники и  технологии добычи (извлекаемые запасы).

Извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них попутных полезных компонентов  по их промышленно-экономическому значению подразделяются на две основные группы:

• экономические (рентабельные);
• потенциально экономические.

Экономические (рентабельные) извлекаемые запасы — это та часть  запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного  рынка при существующей системе  налогообложения и уровне цен  на дату подсчета при использовании  современной техники и технологии добычи, транспортировки и переработки  сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию  недр и охране окружающей среды.

Потенциально экономические  извлекаемые запасы — это та часть  запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки не обеспечивает экономически приемлемую эффективность  их добычи в условиях конкурентного  рынка из-за низких технико-экономических  показателей, но освоение которых становится экономически возможным (рентабельным) при предоставлении недропользователю со стороны государства в установленном законодательством порядке специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий и т.п.

Количество извлекаемых  запасов нефти, газа и конденсата устанавливается на основе подтвержденных государственной экспертизой специальных  повариантных технологических и технико-экономических расчетов, обосновывающих соответствующие коэффициенты извлечения.

* Природные углеводородные  газы, включающие свободный газ,  газ газовых шапок и газ,  растворенный в нефти.

** Для очень крупных  и уникальных по величине запасов  месторождений рациональное соотношение  запасов категорий С1 и С2 в целом по месторождению определяется недропользователем, за исключением участков первоочередного промышленного освоения, изученность которых должна отвечать требованиям п. 3.3.

 

2. Методы подсчета запасов нефти и горючих газов (объемный, метод материального баланса).

Подразделяются:

При подсчете запасов нефти на:

1) объемный;

2) отдача с 1 га или  с 1 м2;

3) объемно-генетический;

4) кривых эксплуатации, или  статистический;

5) материальных балансов;

6) карт изобар;

При подсчете запасов газа на:

1) объемный;

2) по падению давления;

3) материальных балансов;

4) карт изобар.

Основным методом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абс. начальные (геол.) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содер. в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при совр. технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэф. отдачи. 14. Объёмный метод подсчёта запасов нефти, сущность метода и геологические условия его применения.

Сущность метода состоит  в изучении геологических условий  залегания нефти в пласте и  свойств насыщающего флюида.

Метод является универсальным, и при этом могут быть использованы несколько разновидностей объемного  метода, среди которых наиболее часто  применяются вариант собственно объемного метода.

Геологические запасы нефти  собственно объемным методом подсчитываются в стандартных условиях, и проводится с использованием следующей формулы:

Qнг = Fзал hэфн Кпо Кн   н,

(5.1)

где Qнг – начальные геологические запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, тыс. т.;

Fзал – площадь нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, тыс. м2;

hэфн – эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (среднее значение), м;

Кпо – среднее значение коэффициента открытой пористости породы-коллектора, доли единиц с точностью до 0,01;

Кн – среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, доли единиц;

  - пересчетный коэффициент,   =  , представляет собой обратную величину объёмного коэффициента нефти и служит для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные    ( t = 20оС, Р = 0,1 МПа);

 н – среднее значение  плотности нефти в стандартных  поверхностных условиях, г/см3;

Fзал  hэфн  - объем залежи в целом.

Fзал  hэфн  Кпо  -  объем порового пространства.

Fзал  hэфн  Кпо  Кн - объем порового пространства, насыщенного нефтью.

Извлекаемые запасы нефти  подсчитываются следующим образом:

Qн изв = Qнг    н

(5.2)

 н – коэффициент  извлечения нефти, д.е, до 0,001.

Метод материальных балансов

Для подсчета запасов нефти  и газа, а также вступившей в  пласт воды. Основан на соотношении между объемами добытой нефти, газа, воды и теми объемами, которые они занимали в пластовых условиях до их извлечения. Эти соотношения учитываются с помощью уравнений материальных балансов, в которые входят в качестве неизвестных первоначальные запасы нефти и газа. Для применения уравнений материальных балансов требуется производство ряда лабораторных анализов по определению давления насыщения, хим. состава газа, растворимости газа в нефти, увеличения объема нефти в результате растворения в ней газа, отклонения углеводородных газов от законов, выведенных для идеальных газов, и т. д.

Формулы метода имеют ряд  вариантов применительно к различным  режимам нефтяных пластов, а также  могут быть построены применительно  к случаям разработки месторождений  путем восстановления пластовых  давлений при закачке в пласт  воды и газа. Особенно полезен метод  материального баланса при подсчетах  запасов нефти по новым месторождениям (категории В), где контур нефтеносности  мало известен. Метод может быть применен также для подсчета запасов свободного газа в газовых залежах.

За основу вывода уравнения  материального баланса принимается  одно из двух следующих положений:

1. постоянство суммы добытых  и оставшихся в недрах углеводородов  (сохранения материи);

2. постоянство объема  пор, первоначально занятых нефтью  и газом.

Формула для подсчета запасов  нефти  имеет следующий общий  вид:

Q= Q = Vm kн ηпδ / b,

где Q – балансовые запасы нефти, т; Qн – накопленная добыча нефти, т; b1 – двухфазный объемный коэффициент совместно пластовой нефти и газа, учитывающий изменение единицы объема нефти при контактном методе ее использования путем снижения давления от p0 до p; b0 – однофазный пластовый коэффициент пластовой нефти на начало разработки; rp – средний газовый фактор за период добычи Qн объемов нефти, отнесенный к стандартным условиям; r0 – число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти при среднем начальном пластовом давлении;  – объемный коэффициент пластового газа при давлении p на дату расчета, равный =0,00351z T+t_wr/P(z =pV/RT коэффициент сжимаемости); 0 – объемный коэффициент пластового газа при давлении p0 на  начальную дату; δ

 –отношение объема газовой шапки (в пластовых условиях) к объему нефти с растворенным в ней газом; W – количество вошедшей в пласт воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях); ω – количество добытой воды в объемных единицах за период падения давления от p0 до p (при стандартных условиях).

 

3. Коэффициенты извлечения нефти, методы их расчета

 

Коэффициент извлечения η- это  разность между начальным объемом  нефти равным единице и объемом  оставшейся в пласте нефти по окончанию  разработки залежи

Опредеение теоретической величины КИН по многомерным статистическим моделям

  Составляются статистические  модели с использованием геолого-промысловой  информации. В этой выборке учавствуют максимально возможные данные модели

 Данные модели могут  применяться на месторождениях  со сходным геологическим строением  и условиями разработки.

Факторы, котрые используются в статистических моделях:

    1. геолого – физические:

– отн. μ (μ_о);  h_эфн; К_пр;   Р_пл, Т_пл;   коэффициент вариации проницаемости;   К _песч, К_расч. ;   количество цементирующего вещества;

2. технологические:

- плотность сетки;     темп отбора жидкости;    υ фильтрации жидкости в пласте;

Покоэффициентный метод:

Применяется для оценки проектного коэффициента с естественным водонапорным режимами или в залежах, разработка которых проводится с ППД путем  закачки воды в пласт.

Для расчета КИНа используется формула:

,

где К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой, зависит от структуры, пустотного пространства горных пород и физико-химических свойств нефти и воды, определяется в лабораторных условиях путем пропускания через образец горной породы объемов воды многократно превосходящих объем порового пространства горной породы;  до 100% обводнения выходящей продукции;

К_зав – коэффициент заводнения, зависит от свойств горных пород (проницаемость, неоднородность)и насыщающих ее флюидов (μ, ρ и др). Характеризует величину потерь нефти в заводнённом объёме за счет неравномерного перемещения ВНК и прекращения добычи при достижении экономической рентабельной продукции (95-99%).

К_охв – коэффициент охвата вытеснением, представляет собой отношение части эффективного объема залежи, охвачен процессом вытеснения к общему нефтенасыщенному объему залежи.

Определяется с использованием специальных карт охвата пластов  вытеснением, которые строятся на основе карт распределения коллекторов  и иногда совмещается с картами  hэфн

Расчет проектной величины КИН при водонапорном и упруговодонапорном режимах графическим способом (способ М.И. Кочеткова - В.К. Гомзикова).

В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому  признаку вскрытые залежи подразделяется на две  группы:

С терригенно-поровым коллектором  и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных  пластов–коллекторов по степени  неоднородности также выделяются две  группы: сравнительно однородные и  неоднородные.

В качестве критериев отнесения  пластов к  этим двум группам используется  один из трех показателей:

– Красчл.,  то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

– Кпесч – то есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

–  количество характерных  прослоев в продуктивном пласте.