Оценка запасов ресурсов нефти и газа - Геология, гидрология и геодезия шпаргалка

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Оценка запасов ресурсов нефти и газа

Основные и попутные полезные ископаемые и компоненты. Понятие запасов и ресурсов нефти, горючих газов и конденсатов. Их категории, группы и назначение. Методы подсчёта залежей, оценка прогнозных ресурсов. Подготовленность разведанных месторождений.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Сущность действующей на территории РФ Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Основные и попутные полезные ископаемые, попутные полезные компоненты. Понятие запасов и ресурсов
Ресурсами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки предполагаемых скоплений углеводородов.
Запасами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных разведанных и разрабатываемых залежах углеводородов.
Классификация запасов и ресурсов месторождений - это нормативный методический документ, обуславливающий принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов. В наше время на территории Российской Федерации действует временная классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа, от 7.02.01.
1) единые для территории Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа в недрах по степени их изученности и народно-хозяйственному значению.
2) условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения;
3) основные принципы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа
Классификация запасов определяет требования комплексной оценки и рационального использования природных ресурсов исходя из основ законодательства Российской Федерации о недрах.
На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся: нефть и горючие газы.
К попутным полезным ископаемым: минеральные комплексы (горные породы), руды, подземные воды, рассолы, добыча которых при разработке основных полезных ископаемых и использовании в народном хозяйстве, экономически является целесообразным.
К попутным полезным компонентам относятся заключённые в полезных ископаемых минералы, металлы, другие химические элементы и их соединения, извлечение которых обоснованно технологическими и технико-экономическими расчетами.
В зависимости от формы нахождения связи, с основными полезными ископаемыми и с учетом требований к условиям их разработки попутные полезные ископаемые и компоненты разделяются на три основных группы:
1) Попутные полезные ископаемые, которые образуют самостоятельные, пласты, залежи или другие рудные тела в горных породах, вмещающих основных полезные ископаемые. Применительно к месторождениям нефти и газа - это подземные воды продуктивных пластов водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации I, Br, B, соединений Mg, K, Li, Rb, St и других, а также воды пригодные для бальнеологичных, теплоэнергичных и других целей.
2) Компоненты, заключенные в полезных ископаемых и выделяемые при его добыче в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах - попутный газ, в газоконденсатных - конденсат.
3) Попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных полезные ископаемые, выделяемые лишь при его переработке. На месторождениях нефти и битумов - S, Va, Ti, Ni. В свободном газе, в растворённые нефти газе - C 2 H 6, C 3 H 8, C 4 H 10 , H 2 S, He, Ar, Hg. В пластовых водах - I, Br, содержание металлов.
Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории А.
Категория А - запасы залежи изучены с детальностью, которая обеспечивает определение следующих основных параметров:
2) эффективная нефтенасыщенная или газонасыщенная толщина;
3) тип коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;
4) нефте- и газонасыщенность пластов;
5) состав и свойства нефти, газа и конденсата;
6) основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность, пьезопроводность).
Запасы категории А подсчитываются по залежи, ее части, разбуренной с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.
Они подсчитываются только по разрабатываемым месторождениям, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.
Обоснование границ запасов категории А
1) если залежь разбурена в полном соответствии с проектом разработки месторождения изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то границы запасов категории А соответствует границам залежи, то есть проводятся внешнему контуру нефтеносности (рисунок 1).
Рисунок 1 - Схема к обоснованию границ запасов категории А
1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины, разбуренные в соответствии с проектом разработки залежи нефти; 3 - эксплуатационные скважины, разбуренные по проекту опытно-промышленной эксплуатации залежи газа
2) если залежь частично разбурена и изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то для этой части залежи запасы категории выделяются в границах, проведенным по эксплуатационным скважинам, разрабатывающимся в соответствии с проектом разработки месторождения.
2. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории В
Категория В. Запасы залежи или ее части, нефтегазоностность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. При этом должны быть изучены в степени, достаточной для составления проектов разработки залежи, следующие параметры:
2) эффективнная нефте- и/или газонасыщенная толщина;
3) тип породы-коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;
4) нефте- или газоносыщенность продуктивных пластов;
5) состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластах и стандартных условиях и др.
Запасы категории В подсчитываются по залежи или ее части, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Запасы категории В подсчитываются на разрабатываемых месторождениях, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.
Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С 1
Категории С 1 - запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа, при этом часть скважин может быть опробована испытателями пластов, в неопробованных скважинах получены положительные результаты геологических и геофизических исследований.
Для отнесения запасов к категории С 1 должны быть известны:
2) условия залегания пластов-коллекторов по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенные для данного района методам геологических и геофизических исследований;
3) литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газоностность, коэффициент вытеснения, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, изученная по керну и материалам геолого-геофизических исследований;
4) состав и свойства нефти, газа конденсата в пластовых и стандартных условиях, изученных по данным опробования скважин;
5) по газонефтяной залежи установлена промышленная ценность нефтяной оторочки;
6) продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления (Р пл ), и температуры (t 0 С), дебиты нефти, газа и конденсата, изученные по результатам испытания и исследования скважин;
7) гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.
Запасы категории С 1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно промышленной разработки месторождения газа.
Обоснование границ запасов категории С 1
1) на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах):
если часть залежи уже разбурена в соответствии с технологической схемой разработки месторождения нефти, то запасы категории С 1 примыкают к запасам категории В;
При этом граница между ними проводится по линии, соединяющей эксплуатационные скважины.
1.2. Если залежь еще не разбурена эксплуатационными скважинами, то запасы категории С 1, выделяются в границах, проведенных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обеспечивающим гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода.
1.3 Если разведана только часть залежи, то для исследованной части категория С 1 выделяется в границах, проведенных на расстоянии равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренными технологической схемой или проектом разработки.
l - расстояние между эксплуатационными скважинами.
2) на новой площади запасы категории С 1 могут быть выделены по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти и газа. Граница участка подсчета запасов категории С 1 проводится в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятыми в данном районе на аналогичных месторождениях.
Параметры подсчета запасов определяются по керну, гис, по аналогии с соседним месторождениями нефти и газа.
4. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С2
Категория С 2 - это запасы залежей, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:
1) в недоразведанных частях залежи, приуроченных к участкам с запасами более высоких категорий;
2) в неопробованных залежах разведанных месторождений:
а) залежей в промежуточных неопробованных пластах;
б) залежей в вышезалегающих неопробованных пластах.
Для залежи с запасами категории С 2 должны быть определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями следующие параметры:
2) условия залегания продуктивного пласта;
3) толщина и коллекторские свойства
4) состав и свойства нефти, газа и конденсата.
Границы запасов категории С 2 проводятся по контуру выявленной залежи.
Запасы категории С 2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.
5. Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категории С3.
Категория С 3 - это перспективные ресурсы нефти и газа которые выделяются:
1) в подготовленных для глубокого бурения ловушках, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических исследований и геофизических исследований (главным методом является детальная сейсморазведка, профили должны пройти через критические точки, в т.ч. замок структуры).
2) в невскрытых бурением пластах разведанных месторождений, если продуктивность этих пластов установлена на других месторождениях района.
Основные параметры предполагаемой залежи (форма, размер), а также условия ее залегания определены в общих чертах в результате геологических и геофизических исследований. Толщина и ЕФС пластов состав и свойства флюидов принимаются по аналогии с соседними разведанными месторождениями
6. Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категориям D1, D1л и D2
Категория Д 1л - прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленные по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов определяется с учетом плотности прогнозируемых ресурсов категории Д 1 и устанавливает площади выявленных объектов.
Категория Д 1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемых в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов производится по результатам региональных геологических исследований и по антологии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
Категория Д 2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов оцениваемые в пределах крупных региональных структур промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.
Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.
Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Д 2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти
7. Группы запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата
При подсчете и учете запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов выделяют:
1) геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата находящееся в недрах (балансовые).
2) извлекаемые - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Для сравнения нефтегазоносности различных территорий пользуются интегрированными оценками, включающими в себя, накопленную добычу, а также запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата всех категорий.
В качестве общей оценки ресурсов нефтегазоносного бассейна или его участков и комплексов используется термин «начальные суммарные ресурсы».
Начальные суммарные ресурсы - сумма накопленной добычи углеводородов на дату оценки разведанных (А+В+ С 1 ) и предварительно оцененных (С 2 ) запасов открытых месторождений, а также перспективных (С 3 ) и прогнозных (Д 1 +Д 1 л+ Д 2 ) ресурсов.
НСР= Qн доб + (А+В+ С 1 )+ С 2 +С 3 + (Д 1 л+Д 1 +Д 2 )
Текущие суммарные ресурсы не учитывают добычу нефти, газа и конденсата, полученную в районе с начала разработки месторождений, т.о ТСР меньше НСР на величину накопленной добычи углеводородов на разработанных месторождениях к моменту оценки ресурсов.
ТСР=(А+В+ С 1 )+ С 2 +С 3 + (Д 1 л+Д 1 +Д 2 )
Различают также полные и оценённые НСР
Полные - ресурсы геологического объекта, скопившиеся в нем в результате геологических и геохимических процессов в земной коре.
Оценённые - ресурсы, рентабельные для освоения (установленные НСР).
8. Назначение запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата
В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.
Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ.
Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.
По предварительно оцененным запасам категории C 2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы.
Запасы категории С 2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С 2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.
Перспективные ресурсы нефти и газа С 3 используются при планировании поисковых и разведочных работ.
Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа D 1л используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С 3 .
9. Условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений и залежей нефти и газа для промышленного освоения (соотношение запасов различных категорий)
Разведанные месторождения (залежи) считаются подготовленными при соблюдении следующих основных условий:
1) должны быть утверждены в ГКЗ РФ геологические и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.
2) должна быть дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа, конденсата месторождения (категория С 3 ).
3) утверждённые извлекаемые запасы нефти, геологические запасы газа, а также запасы содержащихся в них компонентов должны составлять не менее 80% категория С 1 и до 20% категории С 2 .
4) должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки газа, следующие параметры:
- состав и свойства нефти, газа, конденсата;
- содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение;
- особенности разработки месторождения;
- гидрогеологические, геокриологические условия.
5) в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно питьевого и технического водоснабжения.
6) должны быть получены сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов.
7) составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.
Единицы измерения подсчётных параметров и запасов основных и попутных полезных ископаемых, полезных компонентов.
При подсчете запасов подсчётные параметры измеряются в следующих единицах:
2. Давление - МПа (до 0,1. Например, 12,5 м).
3. Площадь - тыс м 2 (например, 150450 тыс м 2 ).
4. Плотность нефти, конденсата, воды - г/см 3 (до 0,001. Например, 0,865 г/см 3 ).
5. Плотность газа - кг/м 3 (до 0,001. Например, 0,263 кг/м 3 ).
6. Коэффициент пористости - д.е. (до 0,01. Например, 0,25).
7. Коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности - д.е. (до 0,01. Например, 0,75).
8. Коэффициент извлечения нефти - д.е. (до 0,001. Например, 0,556 м)).
Средние значения параметров и результатов подсчета запасов приводятся в табличной форме.
Основные классификационные признаки месторождений (залежей) нефти и газа по размерам запасов, и сложности геологического строения, по начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений, по рабочим дебитам скважин
Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:
уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м 3 газа;
крупные - от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. м 3 газа;
средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. м 3 газа;
мелкие - менее 15 млн. тонн нефти или 40 млрд. м 3 газа.
По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):
простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушеннымн структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения - одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;
очень сложного строения - одно- или двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
- нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
- газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат.
По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи [K = V н / (V н + V г )] двухфазные залежи подразделяются на:
- нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (K > 0,75);
- газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < K ? 0,75);
- нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < K ? 0,50);
- газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (K < 0,25).
В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
10. План подсчёта запасов; принципы его составления. Схема обоснования ВНК (ГВК)
Является основным графическим документом при подсчете запасов нефти, газа и компонентов. Составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта-коллектора или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта.
Подсчетные планы составляются в масштабах 1:5 000 - 1:50 000. При составлении плана на структурную карту наносят следующую информацию:
1.Внешние и внутренние контуры нефтегазоносности.
А - красный; В - синий; С 1 - зеленый С 2 - желтый; С 3 - желтые полосы.
3. Все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным указанием положения устьев и точек пересечения кровли продуктивного пласта:
- поисково-оценочные; разведочные; эксплутационные; законсервированные в ожидании организации промысла; нагнетательные и наблюдательные;
- скважины давшие: безводную нефть; нефть и воду; газ; газ и газоконденсат; газ, конденсат и воду; чистую воду;
- скважины, находящиеся в опробовании; неопробованные, с указанием характеристики нефте-газо- и водоносности пластов-коллекторов по данным интерпретации ГИС;
- ликвидированные (с указанием причин); вскрывшие продуктивный пласт, сложенный непроницаемыми горными породами.
Помимо положения на плане каждая скважина должна содержать следующую информацию:
1. По скважинам, в которых проведены испытания указывается:
- глубина и абсолютная отметка кровли и подошвы породы коллектора;
- абсолютная отметка интервалов перфорации;
- начальные и текущие дебиты нефти, газа и воды;
- дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции.
Если одновременно опробуется несколько пластов, то указываются их индексы. Дебиты нефти, газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.
- начальные и текущие дебиты и пластовые давления ;
- добытое количество нефти, газа, воды;
- дата начала обводнения и содержание воды на дату подсчета в %;
При большом количестве скважин все рассмотренные выше сведения помещаются в таблице на подсчетом плане или на прилагаемом к подсчету плану листе. Кроме того, на подсчетом плане приводится таблица с указанием величин подсчётных параметров, , значения подсчётных запасов, их категории
При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденные при предыдущем подсчете, а также должны быть выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.
Сопровождается схемой опробования или схемой обосновани
Для обоснования ВНК, ГНК и ГВК, определяемых теми же способами, что и на поисковом этапе, и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся все сведения о результатах опробования в колонне, данные замеров гидродинамическими приборами, результаты интерпретации ГИС.
При обосновании положения ВНК (ГВК) на данной стадии следует учитывать, что в пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформировавшиеся залежи характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. В формирующихся залежах, особенно в неоднородных пластах, между зонами стабилизированного, или предельного, нефтегазонасыщения и водонасыщения располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно выделяются 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 - притоки нефти и газа с водой, причем, чем ближе к водонасыщенной зоне, тем выше доля воды в продукции скважины; опробование нижнего интервала со значениями нефтегазонасыщенности меньше граничных дает притоки практически одной воды.
11. Объёмный метод подсчёта запасов нефти, сущность метода и геологические условия его применения
Сущность метода состоит в изучении геологических условий залегания нефти в пласте и свойств насыщающего флюида.
Метод является универсальным, и при этом могут быть использованы несколько разновидностей объемного метода, среди которых наиболее часто применяются вариант собственно объемного метода.
Геологические запасы нефти собственно объемным методом подсчитываются в стандартных условиях, и проводится с использованием следующей формулы:
где Q нг - начальные геологические запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, тыс. т.;
F зал - площадь нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, тыс. м 2 ;
h эфн - эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (среднее значение), м;
К по - среднее значение коэффициента открытой пористости породы-коллектора, доли единиц с точностью до 0,01;
К н - среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, доли единиц;
- пересчетный коэффициент, = , представляет собой обратную величину объёмного коэффициента нефти и служит для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные ( t = 20 о С, Р = 0,1 МПа);
н - среднее значение плотности нефти в стандартных поверхностных условиях, г/см 3 ;
F зал h эфн - объем залежи в целом.
F зал h эфн К по - объем порового пространства.
F зал h эфн К по К н - объем порового пространства, насыщенного нефтью.
Извлекаемые запасы нефти подсчитываются следующим образом:
н - коэффициент извлечения нефти, д.е, до 0,001.
12. Способы определения площади нефтяной залежи
Площадь залежи определяет по данным пробуренных скважин с учетом результатов их испытания. Площадь нефтяной залежи замеряется планиметром на подсчетом плане, составляемого для продуктивного пласта. Для определения площади залежи необходимо предварительно определить первоначальное положение ВНК и нанести на подсчетный план положение внешних и внутренних контуров нефтеносности. С этой целью используются результаты интерпретации материалов ГИС, опробования скважин, изучения керна и шлама. Подсчетный план сопровождается схемой опробования или схемой обоснования ВНК. Если ВНК представляет собой сложную поверхность или он наклонен, то для уточнения границ залежи строится карта поверхности ВНК . Точки пересечения ее с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей соединяются между собой, определяя положение внешнего и внутреннего контуров.
Если в процессе разработки нефтяной залежи положение ВНК изменяется, то определяется положение ВНК на дату подсчёта нефти (Т ВНК )
Если в процессе бурения скважин поверхность ВНК не вскрыта, то положение ВНК определяется расчетным путем, по результатам исследования скважин, пробуренным в чисто нефтяной и чисто водяной зоне продуктивного пласта. При горизонтальном ВНК (ГВК) внешний и внутренний контуры нефтегазоносности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку принятых контактов. В массивной залежи проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта. Площадь пластовых залежей контролируется внешним контуром нефтегазоносности. В залежах сложных типов границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллектор.
13. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин пластовых залежей
Основой для составления таких карт служат карты h эфн , на которые наносятся положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. В нефтяной зоне, т. е. в пределах внутреннего контура нефтеносности, положение изолиний эффективных нефтеноснасыщенных толщин полностью соответствует положению изолиний эффективных толщин. В водонефтяной зоне изолинии эфективных нефтенасыщенных толщин проводятся путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром нефтеносности с нулевыми значениями на внешнем контуре нефтеностности. При этом учитывается значения эфективных нефтенасыщенных толщин пласта в скважинах, пробуренных в водонефтяной зоне.
14. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин литологически экранированных залежей
1) Выклинивание продуктивного пласта. Граница выклинивания пласта, содержащего залежь, проводится посередине расстояния между продуктивными и непродуктивными скважинами, то есть скважинами, вскрывшими, и скважинами невскрывшими породу-коллектор.
2) Резкое литологическое замещение горных пород.
Если литологическое замещение в пласте происходит резко, то высоко продуктивные породы-коллекторы на очень коротком расстоянии (несколько м) могут сменяться непроницаемыми горными породами. Может происходить как в пластах с неизменяющейся по площади обшей толщиной, так и может сопровождаться выклиниванием продуктивного
3) Постепенное литологическое замещение.
Если литологическое замещение горных пород происходит постепенно, то высокопродуктивные горные породы-коллекторы, замещаются непродуктивными породами. При этом такие переходы могут иметь место в пластах, как с неизменной, так и с изменяющейся толщиной
15. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин тектонически экранированных залежей
1) пластовая залежь, ограниченная вертикальной плоскостью нарушений
2) пластовая залежь, ограниченная наклонной плоскостью нарушения.
3) массивная залежь, ограниченная плоскостью нарушения
3.1) вертикальная плоскость нарушения
16. Составление карт эффективных нефтенасыщенных толщин стратиграфически экранированных залежей
Принципы составления таких карт аналогичны составлению ка
Оценка запасов ресурсов нефти и газа шпаргалка. Геология, гидрология и геодезия.
Характеристика коммуникативные и организаторские склонности лидеров в классе
Сочинение На Тему Оптимизм 9.3
Исследование Происхождения Русских Фамилий Курсовая Работа
Реферат По Физкультуре На Тему Триатлон
Организованная Преступность Диссертация
Курсовая Работа На Тему Философские Течения Конца Хх – Начала Ххi Вв.
Контрольная работа по теме Проблема самовиховання
Реферат На Тему Свобода И Насилие Над Личностью В Творчестве Ф.М. Достоевского
Курсовая работа: Характеристика конфликтов в воинских коллективах и пути их урегулирования
Реферат: Freud Essay Research Paper Sigmund Freud was
Контрольная работа по теме Стоимость производственных фондов
Дипломная работа: Формування лексико-фразеологічних норм в усному і писемному мовленні майбутніх учителів початкових класів
Реферат по теме Спільні риси спрямованості дій лобізму та груп тиску
Реферат: Борис Леонидович Пастернак 2
Слова Которые Можно Использовать В Сочинении
Курсовая работа по теме Тушение пожара и проведение аварийно-спасательных работ в жилом доме
Эссе Рассказ Бунина Темные Аллеи
Пособие по теме Абсолютные и относительные величины. Средние величины и показатели вариации
Дипломная работа: Площади многоугольников
Пиление Заготовок Из Древесины 5 Класс Реферат
Обеспечение сохранности документной информации. Документооборот предприятия - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения "Кумколь" Республики Казахстан) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Искусственный отбор - Биология и естествознание презентация