Материал: Задача по наращиванию запасов углеводородного сырья нефти, газа и конденсата

I — шаг будущей эксплуатационной сетки.

оказалась продуктивной. Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молодыми осадками (рис. 5). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Березовского района Тюменской области.

Положение ВНК и ГВК в стратиграфически ограниченных залежах определяется так же, как в пластовых залежах.

Расчет объемов нефте(газо)насыщенных коллекторов ведется без построения карт изопахит, как и в случае пластовых залежей. Однако в отличие от них в залежах рассматриваемых типов на основе общих закономерностей выделяется зона постепенного выклинивания, геометрически изображаемая подобно водонефтяной или газоводяной частям пластовых залежей (рис. 6). В ней толщина пласта также принимается равной половине его толщины в продуктивной скважине. Объем коллекторов в границах площади с запасами категории C₁ определяется как :

Vс₁= Fс₁ hн.эф.,
а в границах площади с запасами категории С₂ находится из выражения:
Vс₂= (F₁+F₂- F₃– F₄- 2Fc₁) hн.эф. / 2
где: F₁,F₂— площади, ограниченные соответственно внешним и внутренним контурами нефтеносности;

F₃— площадь зоны постепенного выклинивания коллектора;

F₄ - площадь зоны отсутствия коллектора;

Fс₁ - площадь с запасами категории С_1.

Обоснование остальных подсчетных параметров ведется по общей схеме для пластовых залежей. Запасы нефти и свободного газа подсчитываются по формулам:

Qн.н =с₁,с₂Fhн.эф kп.о. kн. Qн.г =с₁,с₂ Fhг.эф kп.о. kг KрKт
По этим же формулам без составления карт изопахит подсчитываются запасы тектонически экранированных залежей. Особенность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной - берется лишь ее половина ( рис. 7).

а

Рис. 7. Схема определения объема коллекторов тектони-чески экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б).

1- нефть; 2- вода; 3- плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4-линия нарушения; 5- скважина; контуры нефтеносности: 6- внешний; 7- внутренний; 8 - площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 — границы площади с запасами категории C₁: Vнз-нефтяной, V внз — водонефтяной, Vзн - зоны нарушения

4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии,—установление промышленной ценности открытого месторождения. Естественно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключение должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различными коллекторскими свойствами.

Залежи любого типа, связанные с пластами, претерпевают первую дифференциацию по площади. Запасы нефтяных (НЗ), газовых (ГЗ), во-донефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчитываются раздельно.

Для обоснования ВНК и ГВК и проведения границ залежей состав-ляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме

приводятся сведения о результатах опробования, данные замеров гид-родинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС (рис. 8).

Рис.8 Схема обоснования абсолютной отметки ВНК залежи. Интервалы: 1-нефтенасыщенный, 2 -непроницаемый, 3-перфорирован-ный, 4-водонасыщенный 5-с неясной характеристикой; Н-дебит нефти; В-обводнеиность нефти в % или дебит воды в м³/ сут.
В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой.

В формирующихся залежах между зонами стабилизированного, или предельного, нефте(газо) насыщения и водо-насыщенной располагается переходная зона (рис. 9). В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа.

При опробовании среднего интервала разреза—притоки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зоне, тем больше воды в продукции скважины.

Опробование нижнего интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки одной воды. ВНК или ГВК в переходн

ых зонах отбиваются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Рис. 9. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа.

1—зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2—переходная зона; породы: 3—водонасыщенные, 4-непроницаемые; высота: l_кр- водонефтяного контакта над зеркалом воды, l_ст - зоны стабилизации над зеркалом воды.
Контакт нефть—вода, как правило, редко бывает плоским. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким образом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважинах. Эффективная нефте(газо)-насыщенная толщина в каждой скважине учитывается во всех продуктивных интервалах независимо от принятого среднего уровня положения ВНК. Поверхность контакта газ—вода значительно ближе к плоскости, хотя возможны случаи отклонения от нее.

Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.
Площадь залежей

- контролируется внешним контуром нефте(газо)-носности,

границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Основой для построения структурной карты по кровле пласта (горизонта) служит сейсмическая карта, скорректированная с отметками кровли продуктив-ных отложений, установленными в пробуренных скважинах. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.

Одна из основных особенностей подсчета запасов, начиная с данной стадии, - выделение и расчет почти всех параметров продуктивных пластов (кроме площадей) проводится на основе кондиционных пределов, определенных с учетом опробования.
Эффективные и эффективные нефте(газо)насыщенные толщины пластов (горизонтов)

- выделяются с учетом кондиционных пределов. На основе выделенных толщин строятся карты изопахит.

Для пластовых залежей сначала составляют карты эффективной толщины пласта. На них наносят внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефте(газо) насыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. В водонефтяной (газоводяной) зоне, между внутренним и внешним контурами, изопахиты проводят путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром до нуля на внешнем контуре. При этом учитываются данные скважин в водонефтяной (газоводяной) зоне.

Для массивных залежей карты изолиний нефте(газо) насыщенных толщин составляются путем интерполяции между значениями в скважинах и нулевым на внешнем контуре.

На литологически ограниченных залежах, связанных с литолого-фациальным замещением коллекторов, а также в случаях замещения внутри пластовых залежей при построении карт изолиний эффективных и нефте(газо) насыщенных толщин пластов с неизменяющейся общей толщиной в направлении замещения изопахиты проводятся до границ замещения. Если общая толщина пласта в зонах замещения меньше минимальных значений ее в ближайших или окружающих их продуктивных скважинах, то при составлении карты изопахит на границе замещения эффективная толщина принимается равной 0, а от нее изопахиты к ближайшим продуктивным скважинам проводятся линейно

Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/149503

Смотрите также:




17. Введение 18. Линейные программы 19. Ветвления 20. Программирование циклических алгоритмов
2 электрическим током
Анализ эффективности инвестиций предприятия на примере ООО «СпецПримСтрой»
налогу на добавленную стоимость
Сборные железобетонные ребристые плиты перекрытия
_-___-~1
_04_Mериме