Методы подсчета запасов и оценки месторождений

1.

РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ
И СТРОИТЕЛЬСТВО
ЛЕКЦИЯ 3. ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА
Классификация
Категория
Определение
Запасы
A
B
С1
С2
- запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью,
обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и
газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтеи газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также
основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки.
- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных
промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках.
Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора,
характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов,
состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие
параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены
в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.
- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в
скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем
пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований
в
неопробованных скважинах.
- запасы, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.
Ресурсы
С3
D1
D2
- ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и
подготовленных к бурениюловушках.
- ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с
доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур.
- ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах
крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.

3.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ
Объемный метод
Геологические запасы
QГЕОЛ = S ∙ H ∙ КПОР ∙ КН
НАС
∙К
ПЕР
∙
QГЕОЛ – геологические запасы нефти, тыс. т.;
S
H
– площадь нефтеносности, тыс. кв. м.;
– средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (суммарная
толщина нефтенасыщенных слоев-коллекторов), м;
КПОР – пористость, д. ед.;
КННАС – коэффициент газоносности, д. ед.;
КПЕР – пересчетный коэффициент нефти (учитывает различия плотности
нефти в пластовых и стандартных условиях);
– плотность нефти, т/куб. м.

4.

КИН
ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ
Объемный метод
Извлекаемые запасы
= КВЫТЕСНЕНИЯ∙КОХВАТА∙КЗАВОДНЕНИЯ*
КИН
– коэффициент извлечения нефти, д. ед.;
КВЫТЕСНЕНИЯ – коэффициент вытеснения, д. ед.;
– коэффициент охвата, д. ед.;
КОХВАТА
КЗАВОДНЕНИЯ* – коэффициент заводнения, д. ед. (исключен из формулы)
Коэффициент вытеснения –это часть нефти, которая будет вытеснено из образца
при бесконечной прокачки через него вытесняющего агента (воды, газа и т.п.).
Коэффициент охвата – отношение объема промытой части пустотного
пространства, охваченного процессом вытеснения к общему объему насыщенных
нефтью пустот продуктивного пласта.
Qизвл = QГЕОЛ ∙ КИН
QИЗВЛ – извлекаемые запасы нефти, тыс. т.;
КИН – коэффициент извлечения нефти, д. ед.

5.

Создание базы данных

6.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ
Объемный метод

7.

Схема детальной корреляции

8.

Интерпретация промыслово-геофизических данных
Пористость эф., %
Анализ результатов интерпретации ГИС
Пористость по керну, %
Сопоставления характера насыщения
по ГИС и результатам испытаний.
Пористость по ГИС, %
Сопоставления пористости,
определенной по керну и ГИС.
Выделение коллектора
Пористость, %
Пористость, д. ед.

9.

Интерпретация промыслово-геофизических данных

10.

Распределение флюидов
в залежи
Изменение водонасыщенности Кв пласта в
зависимости от проницаемости Кпр
коллектора и его положения относительно
зеркала чистой воды по данным
капилляриметрии
газ
газ+нефть
нефть
Возможные определения ВНК:
• по подошве нефти
• посередине
• по кровле воды
Зеркало чистой воды (ЗЧВ) – 100%
нефть+вода
вода

11.

Кривые относительных фазовых проницаемостей
Кпр.в,д.ед.
Кпр. н, д.ед.
1
Кп=26%,
0.8
Зона предельного
нефтенасыщения
Переходная зона
(Н+В)
0.6
0.4
0.2
Зона остаточного
нефтенасыщения (Кно)
Кпр=11.9мД
0
0
0.2
Кво
0.4
Кв*
0.6 Кв.гр
0.8
1
Кв** Кв,д.ед.
Если ранее под ВНК
принимали подошву
нефти, то сейчас иногда
принимают
кровлю воды

12.

Обоснование положений ГНК ВНК

13.

Обоснование положения ВНК

14.

Анализ ВНК по разведочным и субвертикальным скважинам

15.

Источники ошибок определения положений ГНК, ВНК
Остаточная вода
Подвижная нефть
Остаточная нефть
Структура пор, в ряде случаев, определяет, что при одинаковой
нефтенасыщенности пород-коллекторов может быть получен,
как приток нефти, так и воды.

16.

Использование сейсморазведки 3Д для уточнения
границ залежи
Иллюстрация волнового поля в районе расположения зоны тектонического экранирования.
Западно-Сибирская НГП.

17.

Пример использования сейсморазведки 3Д при построении геологической модели. ЗападноСибирская НГП.

18.

1-1
1-2
1-3
Залежь в районе скв. 50
1-1
1-2
1-3
ЮВ12
Иллюстрация волнового поля в районе расположения зоны литологического экранирования.
Западно-Сибирская НГП.

19.

Зона отсутствия
коллекторов
ВНК –2738 м
Увеличение а.о.
Уменьшение а.о.
ВНК –2742.8 м
- внешний контур нефтеносности
- внутренний контур нефтеносности

20.

Источники ошибок определения положений ГНК ВНК
погрешности инклинометрии,
влияние разработки,
некачественные испытания,
неточное определение по ГИС
тонкие пропластки,
плохие коллектора,
недостаточный комплекс,
петрофизическая необеспеченность
литологически сложные коллектора

21.

Построение структурных карт по кровле и подошве коллектора

22.

Определение положения внешнего и внутреннего контуров
нефтеносности

23.

Определение положения внешнего и внутреннего контуров
нефтеносности
Структурная карта по
Структурная карта по
кровле коллектора
подошве коллектора
Внешний контур
нефтеносности
Внутренний контур
нефтеносности

24.

Поверхность ВНК
(по Степанову А.В. И др.)
Гидродинамический
напор
Полигон пересечения
кровли пласта с
поверхностью ВНК
Негоризонтальность ВНК в
пределах залежи
Полигон пересечения
подошвы пласта с
поверхностью ВНК

25.

Определение карты эффективных нефтенасыщенных толщин
Карта
эффективных толщин
Карта эффективных
нефтенасыщенных толщин
Внешний контур
нефтеносности
Внутренний контур
нефтеносности

26.

Подсчетный план
Результаты опробования скважин
Подсчетные параметры
Внешний контур
нефтеносности
Внутренний контур
нефтеносности

27.

СОЗДАНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ ЦИФРОВОЙ
ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
Анализ геологогеофизических данных с
целью определения типа
напластования.
1. Построение структурного
каркаса
5. Расчет насыщения,
выделение залежи
2. Загрузка скважинных данных и
сейсмических атрибутов
4. Построение
литологической модели
пласта и выделение
коллекторов
3. Построение куба
пористости,
проницаемости
- Расчет запасов У.В.по
геологической модели 3Д.
- Защита модели в ГКЗ.
База для построения гидродинамической модели, обоснования КИН

28.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ ПО
ТРЕХМЕРНОЙ МОДЕЛИ
Кпер
Объем ловушки
Объем пород - коллекторов
Объем пустот
Объем нефти в пластовых условиях

29.

ТАБЛИЦА ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ

30.

ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ

31.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА