Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра "Геофизики" Лабораторная работа №1 «ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ» по дисциплине: «Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородов» Вариант 5 Выполнил: студент гр.МГФ-22-01 ________________ Хадыев А.В (дата, подпись) Проверил: преподаватель ________________ Халиков А.Н. (оценка, подпись) Уфа 2024 ВВЕДЕНИЕ Перед работниками нефтяной и газовой промышленности, а также геологической службой страны стоит ответственная задача по наращиванию запасов углеводородного сырья – нефти, газа и конденсата. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытнопромышленных работ и разработки залежей, результаты промысловогеологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений и перспективных ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Таким образом, совершенно очевидна непосредственная связь рассматриваемого курса, представляющего собой составную часть промысловой геологии нефти и газа, с фундаментальными теоретическими и прикладными науками. 1. Сущность метода 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 hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), F,hн.эф, kп.о.—объем пустотного пространства пород, Fh, kп.о., kн. или Fh, kп.о., kг. —объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно 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 θ , учитывающего усадку нефти. С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением №1 Для подсчета геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом применяют следующие формулы: Q н.геол F h н k по k н н , (1.1) Q н.извл Q н.геол , (1.2) 1 / bн , (1.3) где Q н геол – геологические запасы нефти, тыс. т; F – площадь нефтеносности, тыс. м2; h н – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; kпо – коэффициент открытой пористости, доли ед.; k н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; – пересчетный коэффициент, доли ед.; н – плотность нефти в поверхностных условиях, кг / м3; Q н извл – извлекаемые запасы нефти, тыс.т; – коэффициент извлечения нефти, доли ед.; b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед. 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. Геологические запасы газа, растворенного в нефти, Qг.р.геол (млн м3) при любом режиме залежи подсчитываются по геологическим запасам нефти Qн.геол (тыс. т) и начальному газосодержанию Го (м3 / т), определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании: Qг.р.геол Qн.геол Го . (1.4) На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qг.р.извл влияет режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, поэтому величина газового фактора постоянная. Извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, Qг.р.извл (млн м3) определяются извлекаемыми запасами нефти Qн.извл (тыс. т) и начальным газосодержанием Го (м3 / т): Qг.р.извл Qн.извл Го . (1.5) Извлекаемые запасы растворенного в нефти газа для месторождений, разрабатываемых на других режимах, определяются по геологи-ческим запасам нефти с учетом степени ее дегазации в процессе разработки. Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом. Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т. п.. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, а иногда и в корне меняются. Совершенствование статических моделей происходит в результате как увеличения объема наблюдении, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п. 2. Практическая часть Исходные геолого-геофизические данные внесены в таблицу 1 Таблица 1.Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Красноярско-куединского месторождения Пласты Параметры КВ1 В3В4 Бш1 Бш2 Тл2а Тл2б Бб1 Бб2 2 1060 пластовая сводовая карбонат. поровый каверн. 3 1080 пластовая сводовая карбонат. поровый 4 1158 пластовая массивная карбонат. поровый каверн. 5 1162 пластовая массивная карбонат. поровый каверн. 87 1505 пластовая сводовая терриг. поровый 8 1507 пластовая сводовая терриг. поровый 9 1510 пластовая сводовая терриг. поровый 10 1515 пластовая сводовая терриг. поровый Площадь газоносности, тыс.м2 132525 102624 133059 42000 41715 75190 14868 23540 Площадь нефтеносности, тыс.м2 Средняя общая толщина, м Средняя нефтенасыщенная толщина, м Средняя газонасыщенная толщина, м Пористость, % Средня нефтенасыщенность ЧНЗ, доли.ед. Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли.ед. 152525 15,0 107624 15,4 162079 18,2 54158 19,0 43418 4,0 81130 10,0 18853 8,5 26970 18,6 3,1 3,7 4,6 3,0 1,9 2,6 1,5 4,1 2,4 0,16 3,8 0,16 3,9 0,14 2,7 0,14 0,9 0,19 2,3 0,17 1,1 0,20 3,6 0,21 0,7 0,66 0,72 0,72 0,90 0,85 0,87 0,93 0,7 0,66 0,73 0,72 0,9 0,85 0,88 0,93 Проницаемость, мкм2 Коэффициент песчанистости, доли.ед. 0,066 0,115 0,162 0,204 0,244 0,253 0,127 0,428 0,31 0,33 0,34 0,37 0,62 0,4 0,25 0,41 1 Средняя глубина залегания Тип залежи Тип коллектора Продолжение таблицы 1. Коэффициент расчлененности, доли.ед. Начальная пластовая температура,оС Начальное пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 Абсолютная отметка ГНК, м Абсолютная отметка ВНК, м Объемный коэффициент нефти, доли.ед. Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание нефти, м3/т Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 Средняя продуктивность, *10 м3/(сут*МПа) 3,9 4,9 7,1 7,8 1,3 2,6 1,4 2,9 20 9,8 20,4 10,2 21 10,6 21 10,6 26,5 14,4 26,5 14,4 26,4 14,4 26,8 14,5 5,9 4,76 12,88 12,88 12,41 9,79 12,42 26,4 0,866 0,862 0,882 0,882 0,885 0,885 0,897 0,907 0,793 0,790 0,835 0,835 0,840 0,832 0,847 0,852 -770,0 -793,0 -805,0 -825,0 - - -1186-1193 -1183-1200 -1188-1190 -1190-1223 1,092 1,091 1,056 1,056 1,054 1,064 1,059 1,065 2,02 2,48 2,20 2,82 2,36 3,56 2,35 2,91 2,37 3,62 2,37 3,14 3,65 3,05 2,90 3,12 8,2 9,0 7,14 7,14 8,12 8,54 8,12 8,1 39,5 43,6 27,7 27,7 31,5 35 31,1 29,2 1,5 1,5 1,55 1,55 1,42 1,46 1,44 1,44 1,1 1,15 1,103 1,103 1,167 1,172 1,17 1,17 3,1 6,6 6,3 6,3 2 6 4,9 11,2 -855-859 Исходя из варианта, выбираю нужные значения для подсчета запасов объемным методом. F, м2 280669 Исхоные данные Кн, д.е. Θ h,м 0,7 0,916 3,1 m, д.е. 0,16 ρ, т/м3 0,866 Перемножив все значения получил начальные запасы нефти Q,т Q,тыс т Q,млн т 77280,41 77,28 0,077 Итого начальные запасы равны 77,28 млн.т ЗАКЛЮЧЕНИЕ Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные 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. Объемный метод подсчета запасов нефти является основным методом. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ею объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти.
