Подсчет геологических запасов месторождений нефти и газа
Методы подсчета запасов месторождений нефти и газа
В конечном итоге обоснованность всех технологических решений при разработке месторождений углеводородов определяются достоверностью геологических представлений о месторождении. Задача подсчета запасов месторождения включает как собственно количественную оценку ее запасов, так и детальную геометризацию месторождения.
При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются все находящиеся в недрах запасы – геологические запасы, а также та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне технологии добычи – извлекаемые запасы. Основным при подсчете геологических запасов нефти и газа является объемный метод, порядок применения которого регламентируются соответствующими документами и инструкциями, утвержденными МПР РФ.
Подсчет запасов нефти и газа осуществляется на начальный период разработки месторождения, на основании чего подсчитываются начальные геологические и извлекаемые запасы. В процессе разработки на любой момент времени за вычетом накопленной добычи рассчитываются остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти (газа).
Подсчет запасов выполняют в двух вариантах:
- двумерный («ручной») подсчет запасов на основе построения структурных карт и карт эффективных и нефтенасыщенных толщин.
- подсчет запасов на основе программных комплексов трехмерного геологического моделирования, при котором запасы рассчитываются через объем коллекторов, занятых нефтью (газом).
|
|
|
Для контроля и визуализации оценок трехмерного подсчета также предусматривается представление результатов в виде двумерных карт. Контроль результатов геологического трехмерного моделирования осуществляют путем сравнения оцененных запасов с результатами традиционной методике двумерного подсчета. Расхождения оценок подсчета запасов по методикам должны находиться в диапазоне 5%, что позволяет утверждать о корректности геологической модели.
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план,который составляется на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
Объемный метод подсчета запасов месторождений нефти и газа
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа F на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта h н (h г), на среднее значение коэффициента открытой пористости Кп и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности Кн или газонасыщенности Кг. При этом выражения Fh н (Fh г) определяют объем коллекторов залежи, Fh н К п (Fh н К г) – объем пустотного пространства пород, Fh н К п К н (Fh н К п К г) –объем пород, насыщенных нефтью (или свободным газом).
|
|
|
В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент q, учитывающего усадку нефти.
С учетом этих параметров объем нефтяной залежи при стандартных условиях будет определяться выражением
V = F h н К п К н q
Умножив V на среднее значение плотности нефти r при стандартных условиях, получим начальные геологические запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:
Q геол = F h н К п К н q r [1,5,11]
Формула для подсчета начальных геологических запасов свободного газа залежи объемным методом имеет следующий вид:
|
|
|
Q геол-г = F h г К п К г РТ [5,6], где произведение барического и термического коэффициентов РТ используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи, к стандартным условиям:
РТ = [(ро а o–p ост a ост)/p ст][(T о+t ст)/(T о+t пл)], где
р о – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;
а o – поправка (а o=1/Z о), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро;
p ост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;
a ост – соответствующая p ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zoc т;
p ст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа;
T о = 273К; t ст = 20°С;
t пл – средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.
Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 548; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!