Выделение категорий запасов УВ, обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов УВ объемным методом

При выполнении курсового проекта следует руководствоваться действующей Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов [5] и методическими рекомендациями по применению классификации [6].

3.1. Выделение категорий запасов

Для выделения категорий запасов сначала следует установить, относится месторождение к группе разрабатываемых или разведываемых. Для разрабатываемого месторождения требуется проанализировать состояние разработки рассматриваемого пласта и определить, какие скважины являются действующими эксплуатационными (или являлись таковыми ранее, т.е. имеют накопленную добычу). Составляется таблица результатов эксплуатации скважин (примерный формат приведен в таблицах 2, 3).

Результаты испытаний и опробований также заносятся в таблицу (таблица 4). В дальнейшем таблицы помещаются на подсчетный план.

Выделение категорий запасов производится в соответствии с требованиями Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов [5] и методических рекомендациями по применению классификации [6].

3.2. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов УВ объемным методом

Подсчет запасов осуществляется объемным методом, результаты расчетов заносятся в таблицу. Форма таблицы для запасов нефти приведена в таблице 5, для запасов свободного газа или газа газовых шапок – в таблице 6.

Значение площадей нефтеносности и объема нефте(газо)насыщенных пород определяется по карте нефте(газо)насыщенных толщин с дифференциацией по категориям запасов и зонам насыщения. Средняя нефте(газо)насыщенная толщина рассчитывается путем деления объема на площадь.

Средние значения пористости рекомендуется рассчитывать как средневзвешенные по объему нефте(газо)насыщенных пород по формуле:

 

 

– значение произведения нефте(газо)насыщенной толщины на коэффициент пористости для j элементарного участка карты;

 – объем пустотного пространства коллекторов;

 – значение нефте(газо)насыщенной толщины для i элементарного участка карты;

 – объем нефте(газо)насыщенных коллекторов.

Средние значения нефте(газо)насыщенности рекомендуется рассчитывать как средневзвешенные по объему пустотного пространства по формуле:

 

 

 – значение произведения нефте(газо)насыщенной толщины на коэффициент пористости и коэффициент нефте(газо)насыщенности для l элементарного участка карты;

 – объем пустотного пространства, заполненного нефтью или газом;

 – значение произведения нефте(газо)насыщенной толщины на коэффициент пористости для j элементарного участка карты;

 – объем пустотного пространства коллекторов.

Для применения вышеприведенных формул необходимо построить вспомогательные карты:

- карту произведений нефте(газо)насыщенной толщины на пористость (для определения объемов пустотного пространства);

- карту произведений нефте(газо)насыщенной толщины на пористость и на нефте(газо)насыщенность (для определения объемов пустотного пространства, заполненного нефтью или газом).

Подсчетные параметры, определяемые свойствами нефти (плотность нефти, пересчетный коэффициент и газосодержание нефти) определяются по результатам исследований глубинных проб нефти, либо принимаются по аналогии при отсутствии таковых.

При подсчете запасов свободного газа величина начального пластового давления определяется по результатам гидродинамических исследований скважин, величины сверхсжимаемости рассчитываются по стандартной методике [1], температурный коэффициент определяется на основании замеров пластовых температур.

Коэффициенты извлечения нефти и газа принимаются как ранее утвержденные (по предыдущим работам), допустимо использование аналогий и эмпирических зависимостей.

Подсчет запасов сопутствующих компонентов (растворенного в нефти газа и газового конденсата) проводится по стандартным формулам. Величина потенциального содержания конденсата принимается по результатам анализа проб газоконденсатной смеси либо по аналогии (при отсутствии проб).

Для верификации результатов подсчета рекомендуется осуществлять контрольный подсчет по карте удельных запасов, которая представляет собой произведение карт нефте(газо)насыщенных толщин, пористости, нефте(газо)насыщенности и остальных подсчетных параметров в виде констант (для нефти – плотности и пересчетного коэффициента, для свободного газа – барического и термического коэффициентов). По результатам подсчета по карте удельных запасов проводится сопоставление с традиционной методикой – расхождение не должно превышать 3% (обусловлено округлением параметров).

По итогам подсчета запасов составляется подсчетный план – основное графическое приложение, представляющее результаты подсчета запасов. Подсчетный план составляется на основе структурной карты кровли коллектора и включает цветовую заливку категорий запасов, а также буквенные обозначения категорий. Значки скважин выполняются в стандартных условных обозначениях и показывают тип скважины (поисковая, разведочная, эксплуатационная), характер насыщения пласта в скважине (характер притока при испытании или насыщение по данным ГИС. Рекомендуемые значки скважин приведены в приложении №5. Подписи скважин включают номер скважины, абсолютную отметку кровли коллектора, толщину коллектора, толщину нефте(газо)насыщенного коллектора.

Также на подсчетный план помещается таблица подсчетных параметров и запасов, таблицы с результатами испытаний и эксплуатации скважин. Пример оформления подсчетного плана приведен в приложении №6. Если таблицы занимают значительную часть листа, допускается перенести их на второй лист.

Таблица 2. Формат таблицы результатов эксплуатации нефтяных скважин

№ скв.	Дата ввода в работу	Дебит нефти,          м^3/сут (т/сут)		Дебит жидкости, м^3/сут (т/сут)		Пластовое давление, МПа		Накопленная добыча на 01.01.2020			Дата начала обводне-ния	Обводнен-ность на 01.01.2020	Состояние скважины на 01.01.2020
								нефть, тыс. т	жид-кость, тыс. т	раств. газ, млн м^3
		нач.	тек.	нач.	тек.	нач.	тек.
1318	01.10.2018	160	82	164	153	23.4	22.0	581	670	87	01.10.2018	46%	В работе[3]

Таблица 3. Формат таблицы результатов эксплуатации газовых скважин

 

№ скв.	Дата ввода в работу	Дебит сухого газа,          тыс. м^3/сут		Дебит стабильного конденсата, т/сут		Пластовое давление, МПа		Накопленная добыча на 01.01.2020			Дата начала обводне-ния	Обводнен-ность на 01.01.2020	Состояние скважины на 01.01.2020
								газ, млн м^3	конден-сат, тыс. т	вода, тыс. т
		нач.	тек.	нач.	тек.	нач.	тек.
318	01.01.2013	160	182	11	10	23.4	12.0	472	33	0	-	0	В работе

 

 

 

Таблица 4. Формат таблицы результатов испытания скважин

Пласт, горизонт	№ скв.	Дата испытания	Интервал залегания пласта		Интервал испытания		Тип вскрытия пласта (тип перфоратора, количество отверстий)	Диаметр штуцера (шайбы), мм	Дебит					Газовый фактор, м^3/т	Пластовое давление, МПа	Депрессия, МПа	Примечание
									нефть, т/сут	газ, тыс. м^3/сут	конденсат, м^3/сут	вода, м^3/сут	жидкость, м^3/сут
			глубины		глубины
			абс.отм.		абс.отм.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18

 

Таблица 5. Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа

Продуктивные отложения, пласт

Залежь

Категория запасов

Зона насыщения

Площадь нефтеносности, тыс.м^2

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м^3

Коэффициенты, д.ед.

Плотность нефти, г/см^3

Начальные геологические запасы нефти, тыс.т

КИН, д.ед.

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т

Газосодержание, м^3/т

Начальные запасы растворенного газа, млн м^3

пористости

нефте-насыщенности

пересчётный

геологи-ческие

извлека-емые

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Пласт 1

Залежь 1

А

н

вн

н+вн

В1 / С1

н

вн

н+вн

АВ1 / С1

н

вн

н+вн

В2 / С2

н

вн

н+вн

АВ1В2 / С1С2

н

вн

н+вн

Таблица 6. Сводная таблица подсчетных параметров и запасов свободного газа / газа газовой шапки

 

Продуктивные отложения, пласт

Залежь

Категория запасов

Зона насыщения

Площадь газоносности, тыс.м^2

Средняя газонасыщенная толщина, м

Объем газоснасыщенных пород, тыс.м^3

Коэффици-енты, д.ед.

Пластовое давление в залежи, МПа

Поправка

Начальные геологические запасы газа, млн м^3

Мольная доля сухого газа в пластовом, д.ед.

Начальные запасы газа за вычетом конденсата ("сухого" газа), млн м^3

КИГ, д.ед

Начальные извлекаемые запасы газа, млн м^3

Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м^3

Начальные геологические запасы конденсата, тыс.т.

КИК, д. ед.

Начальные извлекаемые запасы конденсата, тыс.т

пористости

газонасыщенности

начальное, Рн

конечное, Рк

на свойства газа

на температуру

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Пласт 1

Залежь 1

А

г

гв

г+гв

В1  / С1

г

гв

г+гв

АВ1 / С1

г

гв

г+гв

В2 / С2

г

гв

г+гв

АВ1В2 / С1С2

г

гв

г+гв