Автор работы: Пользователь скрыл имя, 10 Мая 2014 в 21:36, лекция
Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Еще в 1888 г. геологом А.И. Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России.
В 1925 г. была сделана первая попытка подсчета запасов нефти по стране в целом. Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в 1935 г. Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ), переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам (ВКЗ), а затем в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России.
м3 (7.5)
где I, II,...,N - порядковые номера поперечных сечений пласта; L1, LII,…, LN, LN+1 - расстояние в м вдоль линии LL соответственно от контура залежи до сечения I-1, от сечения I-I до сечения II—II, ..., от сечения N-N до контура залежи; S1, SII,…, SN - - площади поперечных сечений пласта в м2 соответственно в направлениях I-I, II-II,…, N-N.
Широкое применение графопостроителей и современных персональных ЭВМ позволяет считать применение метода графического интегрирования весьма перспективным.
Коэффициент открытой пористости kп определяется на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются часто неисследованными. Поэтому значительную ценность представляют результаты оценки пористости с помощью промыслово-геофизических методов. Последние не позволяют непосредственно установить величину пористости, но оценивают величины геофизических параметров, которые связаны корреляционными зависимостями с коллекторскими свойствами пород и, в частности, с их пористостью, определенной по керну
При оценке среднего значения открытой пористости выбор того или иного варианта усреднения зависит от характера изменения пористости по площади залежи и по разрезу, от числа скважин и расположения их на структуре, от количества определений по каждой скважине.
Средний коэффициент открытой пористости m вычисляется как средняя арифметическая или средняя геометрическая величина;
а также как средняя гармоническая величина:
где m1, m2,…, mn - значения коэффициентов пористости по скважинам.
При значительном количестве исходных данных рассчитывается среднее арифметическое значение пористости, а при малом количестве - среднее геометрическое или среднее гармоническое.
При определении среднего значения коэффициента открытой пористости необходимо оценить величину кондиционного предела пород по пористости и исключить из анализа образцы интервалов, характеризующиеся некондиционными значениями пористости.
Коэффициент нефтенасыщенности kн устанавливают лабораторным путем при исследовании кернов, отобранных в специальных скважинах, где продуктивные отложения пройдены с применением безводных (преимущественно известково-битумных) промывочных растворов.
Это позволяет оценить истинное соотношение флюидов в порах пород. Однако таких скважин недостаточно, поэтому в нефтегазопромысповой практике чаще пользуются косвенными методами определения коэффициентов нефтенасыщенности.
Достаточно подробно методика лабораторных и геофизических методов определения нефтенасыщенности приведена в разделе 5 1.
Методы усреднения полученных значений нефтенасыщенности аналогичны методам усреднения значений пористости.
Коэффициент нефтеотдачи является важнейшим подсчетным параметром при оценке извлекаемых запасов. Как известно, одним из важнейших факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи, является режим пласта. При современной технологии разработки большинство залежей разрабатывается с применением искусственной системы заводнения, т.е. фактически режим работы для всех залежей одинаков. Однако, как показывает опыт разработки, величины текущей и конечной нефтеотдачи для различных залежей и даже для различных блоков одной и той же залежи существенно различны. Эта различия обусловлены огромным разнообразием геолого-геофизических условий, в которых находятся залежи нефти. Изменчивость геологических характеристик пласта количественно принято выражать при помощи показателей неоднородности.
Конечный коэффициент нефтеотдачи η характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какая доля начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.
Использование проницаемости пласта и вязкости нефти при прогнозе конечной нефтеотдачи.
При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщенной геолого-физической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчетах фильтрации. Коэффициент проницаемости и относительная вязкость нефти μ0 = μн/μв в пластовых условиях используются для прогноза конечной нефтеотдачи в разработанном М.Н.Кочетовым и др. "Временном методическом руководстве по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ". Согласно этому руководству методика определения нефтеотдачи учитывает характер коллекторов и насыщающих флюидов, режим работы и величину запасов залежей.
По нефтяным залежам, характеризующимся водонапорным режимом и начальными балансовыми запасами нефти категорий А+В+С1 менее 50 млн. т. рекомендуется использовать статистические зависимости, полученные в результате обработки данных по большому количеству месторождений, находящихся в различной стадии истощения запасов. При этом в связи с большим разнообразием геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости.
Рис 32. График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи h от соотношения вязкостей нефти и воды μн/μв для сравнительно однородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме. Шифр линий - проницаемость 10-15 м2
Рис. 33 График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для неоднородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, при водонапорном режиме Шифр линий - проницаемость 10-15 м2
Рис 34 График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для карбонатных поровых коллекторов с различной проницаемостью, разрабатываемых при водонапорном режиме (по «Временному методическому руководству» /9/ Шифр пиний -проницаемость, 10-15 м2
По литологии коллекторов выделены залежи в терригенных коллекторах и в карбонатных коллекторах, по степени неоднородности коллекторов - в сравнительно однородных и в неоднородных. К сравнительно однородным отнесены объекты с коэффициентом песчанистости более 0.75, коэффициентом расчлененности менее 2,1 и числом характерных прослоев более трех; карбонатные коллекторы по степени неоднородности отнесены к неоднородным.
По проницаемости для терригенных коллекторов выделены группы залежей, входящих в пределы проницаемости, 10-15 м2: 20-50; 50-100; 100-300; 300-800; более 800. Для карбонатных коллекторов ввиду ограниченности исходных данных залежи разделены по группам, входящим в интервалы проницаемости, 10-15 м2: 20-50; 50-100: более 100.
Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным залежам рекомендуется использовать графические зависимости, представленные на рис.32, 33, 34.
Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако, как и любые корреляционные зависимости, они являются приближенными и характеризуются определенной погрешностью. При этом следует иметь в виду, что наиболее надежные результаты дают левые и центральные части кривых, менее надежные - правые, проведенные условно по аналогии с другими графиками.
При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости (например, для проницаемости 50 и 100 10-15 м2 ) следует брать отсчеты по обеим зависимостям и значение нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчетов. При определении коэффициентов нефтеотдачи по данным графикам следует пользоваться только приведенными на них кривыми, не прибегая к их интерполяции и экстраполяции. Метод интерполяции между приведенными кривыми исключается ввиду того, что эти кривые показывают зависимость величины нефтеотдачи от соотношений вязкостей нефти и воды не для какого-то отдельного значения проницаемости, а для ее интервалов. Метод экстраполяции предлагаемых кривых не рекомендуется ввиду того, что область больших соотношений вязкостей нефти и воды не подтверждена фактическими данными зависимости между указанными параметрами, и характер этой зависимости в данной области может быть иным, чем в области меньших соотношений вязкостей нефти и воды.
Прогноз текущей и конечной нефтеотдачи с использованием комплексных показателей неоднородности.
Авторами изложенной выше методики на основании обобщения большого геологического материала показано, что при одних и тех же вязкости нефти и проницаемости пласта величина конечной нефтеотдачи существенно зависит от неоднородности пласта, чем и объясняется неоднозначность ее прогноза. Для исключения этого недостатка созданы геологопромысловые модели с использованием комплексных показателей неоднородности для объектов III и IV иерархических уровней.
Применение kнеод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики объекта разработки при прогнозе конечной нефтеотдачи регламентировано РД 39-1-199-79 . Используя kнеод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики и используя данные о текущей и конечной нефтеотдаче объектов, находящихся в поздней стадии разработки, с помощью регрессионного анализа получены простые статистические модели, позволяющие прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачу при различной обводненности продукции в случае вытеснения нефти водой.
Рис.35. Пример графоаналитического выражения простейшей геолого-промысловой адаптационной модели для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи Шифр кривых - обводненность продукции, %
Аналитическое выражение модели:
η=A0(t)-B(t)kнеод kзап,
где A0(t) - свободный член линейного уравнения в фиксированный момент времени; B(t) - коэффициент при геолого-технологических параметрах на фиксированный момент времени; kнеод - комплексный показатель неоднородности; kзап -коэффициент запаса нефти, приходящегося в среднем на одну скважину, равный отношению Qфакт. 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 геолого-промысловых моделей АГПМ (М.А.Токарев. Комплексный геолого-промысловый контроль за 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 θ, или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b 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 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.