Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ТИУ программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дисциплина ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Составил: Доцент кафедры РЭНГМ: Саранча Алексей Васильевич Стр. Содержание курса 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И СОКРАЩЕНИЯ 3 2. ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ГЛУБИНЕ ЗАЛЕЖИ, НЕ ЗАТРОНУТОЙ РАЗРАБОТКОЙ 40 50 Упражнение 1.1 51 4. АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ 54 Упражнение 1.2 55 5.ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ 59 Упражнение 1.3 6. ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ 60 7. КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ 69 8. КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА 75 9. ГРАДАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ПО ВЕЛИЧИНЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ (ДЕЙСТВУЮЩАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ) 78 10. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 95 104 Упражнение 1.4 11. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ 105 ЛИТЕРАТУРА 107 ТИУ Саранча А.В. Сокращения ВНК – водонефтяной контакт ГДИ – гидродинамические исследования (скважин и пластов) ГИС – геофизические исследования скважин ГКЗ – государственная комиссия по запасам полезных ископаемых ЦКР – центральная комиссия по разработке ГРП – гидравлический разрыв пласта ГНК – газонефтяной контакт ГВК – газоводяной контакт ВНЗ – водонефтяная зона ГНЗ – газонефтяная зона ГНВЗ – газонефтеводяная зона ЧНЗ – чисто нефтяная зона КИН – коэффициент извлечения нефти КИГ - коэффициент извлечения газа КИК – коэффициент извлечения конденсата ОПЗ – обработка призабойной зоны ППД – поддержание пластового давления УВС – углеводородное сырье ЦГМ – цифровая геологическая модель ЦФМ – цифровая фильтрационная модель ЧДД – чистый дисконтированный доход УВС – углеводородное сырье ОПР – опытно-промышленная разработка НГЗ – начальные геологические запасы НИЗ - начальные извлекаемые запасы ГТМ – геолого-технические мероприятия ТИУ Саранча А.В. 3 Основные понятия Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи максимально возможного количества углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для пользователя недр и государства. ТИУ Саранча А.В. 4 Термины и определения Пласт – геологическое тело относительно однородного состава, характеризующийся сходными стратиграфическими и литологическими свойствами, для которого допустимы зональная и вертикальная формы неоднородности, ограниченное практически параллельными поверхностями – кровлей и подошвой. Пропласток – часть пласта, под которым обычно понимается прослой находящийся в интервале общей толщины пласта, ограниченный сверху и снизу другими слоями отличающимися фильтрационно-емкостными и другими физическими свойствами. Залежь углеводородов – естественное единичное скопление жидких и газообразных углеводородов в ловушке, образованной породой коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Месторождение (углеводородов) – совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. ТИУ Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. и др. источников 5 Саранча А.В. ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТИУ Саранча А.В. 6 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Геологическая характеристика кроме строения месторождения включает в себя и большое количество параметров пористой среды, насыщающих ее флюидов и их взаимодействия. К этим параметрам относятся: стратиграфия, тектоника, литология, пористость, проницаемость, насыщенность, толщины пропластков и последовательность их залегания и наличие или отсутствие между ними гидродинамической связи и другие. Эти параметры определяются геологическим изучением разреза методами сейсмики, петрографии, исторической геологии, палеонтологии, бурением поисковых и разведочных скважин, отбором керна и его изучением в лабораторных условиях, проведением промыслово-геофизических и гидрогеологических исследований, опробованием, газогидродинамическими и газоконденсатными исследованиями. ТИУ Саранча А.В. 7 СТРАТИГРАФИЯ Стратиграфия — наука, раздел геологии, об определении относительного геологического возраста слоистых осадочных и вулканогенных горных пород, расчленении толщ пород и корреляции различных геологических образований. Конкретные названия системам (периодам) давали по разным признакам. Чаще всего использовали географические названия. Так, название кембрийской системы происходит от лат. Cambria (названия Уэльса, когда он был в составе Римской империи), девонской — от графства Девоншир в Англии, пермской — от города Пермь, юрской — от гор Юра́ в Европе. В честь древних племён названы вендская (славянское племя ве́ нды), ордовикская и силурийская (племена кельтов ордо́ вики и силу́ры) системы. Реже использовались названия, связанные с составом пород: каменноугольная система названа из-за большого количества угольных пластов, а меловая — из-за широкого распространения писчего мела. ТИУ (ТюмГНГУ) 8 8 Саранча А.В. СТРАТИГРАФИЯ Материалы о стратиграфии месторождения с указанием выявленных и перспективных продуктивных горизонтов представляются проектировщику заказчиком. Эти материалы в основном изучаются и обобщаются при подсчете запасов газа. Однако при подсчете запасов стратиграфия залежи рассматривается как информация, связанная емкостными параметрами залежи. Для проектировщика стратиграфия залежи должна содержать информацию кроме емкостных и фильтрационные свойства залежи, о последовательности залегания высоко и низко продуктивных пластов, о гидродинамической связи между ними, минералогического состава пород, учитываемых при разработке рекомендаций по интенсификации притока нефти и газа к скважине и используемых при определении скорости бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин, при выборе системы разработки, при закачке в пласт газа, воды или полимерных растворов с целью поддержания пластового давления, при оценке продвижения подошвенной или контурной воды по отдельным пропласткам и о многих других параметрах, связанных с освоением месторождения с учетом его особенностей. ТИУ (ТюмГНГУ) 9 9 Саранча А.В. СТРАТИГРАФИЯ Сеноманский ярус (сеноман) — самый нижний ярус верхнего мела. Включает породы, образовавшиеся в течение сеноманского века. Этот век продолжался от 93,9 до 100,5 млн лет назад (всего 6,6 млн лет), наступил вслед за альбским веком и сменился туронским. Данный ярус впервые выделил Альсид д’Орбиньи в 1847 году в Центральной Франции. Название происходит от Cenomanum — латинского названия города Ле-Ман. В Западной Сибири сеноманский ярус содержит уникальные месторождения природного газа, из которых в настоящее время производится бо́льшая часть добычи российского газа. Содержит газ, состоящий почти исключительно из метана, не требующий переработки и наиболее дешёвый. Глубина залегания от 800 до 1200 метров. Вода, добываемая в этом регионе из отложений этого яруса, используется там в нефтедобыче. ТИУ (ТюмГНГУ) 10 10 Саранча А.В. ТЕКТО́НИКА Текто́ ника — геологический процесс в геодинамике и геотектонике, в котором изучается структура (строение) твёрдой оболочки Земли и других планет — земной коры — её тектоносфера (литосфера + астеносфера), а также история движений, изменяющих эту структуру. Литосфе́ра — твёрдая оболочка Земли. Состоит из земной коры и верхней части мантии, до астеносферы, где скорости сейсмических волн понижаются, свидетельствуя об изменении пластичности пород. В строении литосферы выделяют подвижные области (складчатые пояса) и относительно стабильные платформы. Астеносфе́ра — слой в верхней мантии планеты (в частности, Земли). Более пластична, чем соседние слои. Это даёт возможность блокам литосферы (твёрдой оболочки планеты) двигаться по ней, а также обеспечивает равновесие этих блоков. Литосферные плиты — огромные и устойчивые участки Земной коры. Эти блоки лежат на подвижном верхнем слое мантии – расплавленном слое магматических горных пород. Поэтому блоки находятся в постоянном горизонтальном движении. Плиты смещаются относительно друг друга. Скорость перемещения достигает 5 – 18 см. за год. ТИУ (ТюмГНГУ) • • • • • • • Тихоокеанская плита – океаническая тектоническая плита под Тихим океаном – 103.300.000 км²; Северо-Американская тектоническая платформа, включает континенты: Северная Америка, восточная часть Евразии и остров Гренландия – площадью 75.900.000 км²; Евразийская платформа – тектонический блок, включает в себя часть континента Евразия – 67.800.000 км²; Африканская – лежит в основе Африки – 61.300.000 км²; Антарктическая – составляет материк Антарктиду и океаническое дно под окружающими океанами – 60.900.000 км²; Индо-Австралийская – Основная тектоническая платформа, образована путем слияния индийских и австралийских пластин – 58.900.000 км² . Часто разделяют на два блока: Австралийская плита, первоначально являлась частью древнего континента Гондваны – 47.000.000 км², Индийская или Индостанская – так же была частью суперконтинента Гондвана – 11.900.000 км²; Южноамериканская – тектоническая платформа, которая включает в себя часть Южной Америка и часть Южной Атлантики – 43.600.000 км². 11 Саранча А.В. ТЕКТО́НИКА Выделяют два вида земной коры: континентальная – материки или континенты, океаническая – под толщей мирового океана. Литосферная плита может быть, например, только океанической – это Тихоокеанская платформа. Другие состоят из континентальной и океанической. Толщина земной коры достигает 150 – 350 км. – материковая, и 5 – 90 км. – океаническая. Перемещений литосферных платформ приводит к их тектоническому воздействию друг на друга, от этого зависит динамика и структура земной поверхности. 12 ТИУ (ТюмГНГУ) Саранча А.В. ТЕКТО́НИКА При составлении структурных карт специалисты уделяют внимание наличию тектонических нарушений. Абсолютное большинство разрабатываемых в настоящее время газовых и газонефтяных месторождений России не подвержены существенным тектоническим нарушениям. Тектонические нарушения в пределах продуктивного пласта оцениваются амплитудой нарушения. В пределах месторождения амплитуды нарушения могут изменяться. По величине амплитуды в зависимости от толщины и однородности залежи продуктивные пласты могут иметь гидродинамическую связь или быть изолированными друг от друга по блокам (см. рисунок). При наличии гидродинамической связи между отдельными блоками показатели разработки могут быть определены как для единого продуктивного объекта. При отсутствии связи между блоками разработка залежи должна быть осуществлена поблочно, размещением на каждом блоке эксплуатационных скважин. При большом числе изолированных тектонических блоков число скважин может быть неоправданно большим. Поэтому при прогнозировании показателей разработки месторождений с тектоническими нарушениями проектировщик обязан: - по данным промысловогеофизических и отчасти газогидродинамических исследований установить наличие связи между тектоническими блоками; определить амплитуды тектонического нарушения на различных участках залежи; учесть возможность продвижения и активность воды и нефти (при наличии нефтяной оторочки) при разработке отдельных блоков; - предусмотреть исследовательские работы на отдельных блоках, позволяющих определить их взаимодействия в процессе разработки; - оценить возможность и способы поддержания пластового давления в отдельных блоках при наличии нефтяной оторочки и коэффициенты газо- и нефтеотдачи каждого блока. ТИУ (ТюмГНГУ) 13 Саранча А.В. ЛИТОЛОГИЯ Литология - наука, изучающая состав, структуру и происхождение осадочных горных пород и закономерности их распространения. Главная задача литологии заключается в выявлении закономерностей распределения различных типов осадочных пород и полезных ископаемых в общем ходе процессов породообразования на протяжении геологической истории Земли. Основным путем решения этой задачи является генетический (фациальный) анализ осадочных пород, их естественных парагенетических сочетаний осадочных формаций, палеогеографических обстановок их накопления. 14 ТИУ (ТюмГНГУ) Саранча А.В. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫХ ПОРОДЫ Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности Земли с последующим их уплотнением и изменением. Мельчайшие частицы, полученные в результате размельчения водой и ветром изверженных пород, а также останки животных и растительных организмов при осаждении образовали слои и пласты. К осадочным породам принадлежат валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины, алевриты, аргелиты, глинистые сланцы, доломиты, известняки и др. Промышленные углеводородные запасы, в основном, находятся в осадочных горных породах. Они классифицируются по происхождению осадков, размеру частиц, геологическому возрасту и условиям отложения. 15 ТИУ Саранча А.В. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫХ ПОРОДЫ По условиям накопления выделяют две основные группы отложений: терригенные (обломочные) и осажденные. ТИУ 16 Схема образования и распределения осадочного материала [1] А.В. Саранча ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫХ ПОРОДЫ Терригенные или Обломочные (от латинского «порожденные сушей») отложения образуются за счет накопления обломочного материала (гравия, песка, глины и др.) – продуктов разрушения ранее существовавших горных пород (рис. справа). В основе названий и классификаций терригенных пород лежит диаметр зерен и размер обломков основного осадочного материала. В таблице на следующем слайде будет представлена традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород, в которой от наибольших к наименьшим обломки делят на валуны, галки, гравий, песок, алеврит и глину. ТИУ Схема образования и распределения осадочного 17 материала Саранча А.В. 100-50 50-10 10-5 5-2 2-1 1-0,5 0,5-0,25 0,25-0,1 0,1-0,05 0,05-0,01 0,01-0,001 Менее 0,001 Средняя Мелкая Крупный Мелкий Неокатанные несцементированные (сцементированные) глыбы (глыбовая брекчия) крупный Дресва Щебень (дрес- (брекчия) вяник) 200-100 Гравий Галька (граве- (конглолит) мерат) Более 200 Окатанные Несцементированные (сцементированные) Валуны (валунный конгломерат) Крупная Алеврит Песок (алевро- (песчаник) лит) Размер зерен, мм Традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород средний мелкий крупная мелкая Грубозернистый Крупнозернистый Среднезернистый Мелкозернистый Тонкозернистый Крупнозернистый Мелкозернистый Глина (аргиллит) 18 ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫХ ПОРОДЫ Осажденные осадки отличаются от терригенных тем, что их образование происходило непосредственно в водном бассейне (океаны, моря, реки и тр.), подразделяют на биогенные, биохемогенные и хемогенные. Биогенные или органогенные породы состоят из останков животных организмов. Основной объем этих пород образуется в морях. По составу среди них преобладают известняки, образующиеся в основном из останков морских организмов, сложенных карбонатом кальция [СаСО3, т.е. кальцит]. Биохемогенный осадок также образуется живыми организмами, но не из их скелетов, а как побочный продукт жизнедеятельности. В биохемогенном осадконакоплении участвуют микроорганизмы, в том числе разнообразные бактерии. Хемогенные породы образуются прямо из вод бассейна в результате взаимодействия растворенных веществ или при испарении воды. Взаимодействие растворенных веществ обычно происходит в областях смешивания вод разного состава, в местах впадения рек в моря. Резкий контраст солености и химического состава вод приводит к выпадению из коллоидных растворов соединений кремнезема, гидроксидов железа, алюминия, марганца и др. При испарении воды также образуются хемогенные отложения в местах засушливых районов. По мере испарения морской воды, сначала выпадает в осадок кальцит, затем карбонат магния-кальция [СаМg(CO3)2, т.е. доломит], гипс, а потом – каменная соль и легкорастворимые хлориды и сульфаты калия и магния. ТИУ 19 Саранча А.В. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫХ ПОРОДЫ Наиболее распространенными осажденными осадками являются кальцит и доломит. Превращенный в камень (процесс литифицирования) кальцит образует осадочные породы, называемые известняками, литифицированный доломит образует осадочные породы, называемые доломитами. Известняки и доломиты относят к карбонатным породам. Анализ показывает, что из открытых мировых запасов углеводородов, около 20 % находится в карбонатах, 35 % в песчаниках, и 45 % глинистых сланцах. Большая часть углеводородов находится в сланцах, однако добыча в них является не рентабельной (темпы добычи слишком малы и не приносят прибыли). Поэтому промышленная мировая добыча ведется примерно на 60 % из карбонатных пород, 35 % из песчаников [2]. ТИУ 20 Саранча А.В. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫХ ПОРОДЫ Карбонатные породы Образуются в мелководных морских условиях. На мелководье обитает много животных, растений и бактерий, имеющих известковый (СаО) скелет. Их скелеты и раковины образуют многие карбонатные породы. Кроме того, кальцит может осаждаться химически: кальцит растворим в воде, содержащей двуокись углерода (углекислоту); однако, если количество растворенной кислоты уменьшается при изменении окружающей среды или при подъеме на меньшие глубины, растворенный кальцит будет осаждаться, так как он очень слабо растворим в воде, не содержащей углекислоту. ТИУ 21 Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ Существуют два главных типа осадочных пород: 1. 2. ТИУ Карбонатные породы состоят в основном из известняков и доломитов, которые сформировались из скелетов останков древних коралловых рифов и других организмов или неорганических веществ, выпадение которых происходило непосредственно в водной среде. Терригенные (Обломочные) породы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные отложения образуются за счет их сноса со стороны суши и накопления обломочного материала (гравия, песка, глины и др.) – продуктов разрушения ранее существовавших горных пород на дне водных бассейнов. Для характеристики терригенных коллекторов значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. 22 Саранча А.В. ПОРИСТОСТЬ Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот, которые являются результатом того, что песчаные зерна и частицы карбонатного материала, слагающие песчаниковые и известняковые коллекторы, никогда не прилегают идеально плотно друг к другу. Пустотное пространство, всегда существует в горных породах между слагающими зернами и называется поровым или межзерновым пространством, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями и/или газами). Поровое пространство характеризуется коэффициентом пористости, который выражаются в долях единицах или его можно перевести в проценты путем умножения на 100. 23 ТИУ (ТюмГНГУ) Саранча А.В. ПОРИСТОСТЬ Пористость коллекторов относится к наиболее важным параметрам залежи, от величины которой зависят запасы газа и отчасти проницаемость. Пористость коллекторов определяется методами промысловой геофизики, лабораторным изучением образцов породы, а также ориентировочно газогидродинамическими методами исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации. В основу подсчета запасов, как правило, закладывается пористость, определенная геофизическими методами. Величина пористости не является основанием для принятия высокопористых коллекторов высокопроницаемыми и, следовательно, высокопродуктивными. Четкой аналитической зависимости между коэффициентами пористости и проницаемости не установлено. Поэтому специалисты по подсчету запасов не включают в подсчет запасов газа высокопористые, но низкопроницаемые глины, алевролиты, аргиллиты и т.д. 24 ТИУ (ТюмГНГУ) Саранча А.В. ПРОНИЦАЕМОСТЬ  Если пористость горных пород, является емкостным свойством коллектора, отвечающим за количество углеводородных запасов, то проницаемость, является фильтрационным свойством, отвечающим за способность горных пород, пропускать через себя жидкости или газы за счет перепада давления.  Проницаемость породы зависит от ее эффективной пористости, т.е. на нее влияет размер зерен породы, их форма, распределение зерен по размерам (сортированность) и их упаковка, а также степень их консолидации и цементации. Тип глинистого или другого цементирующего материала между песчаными зернами также влияет на проницаемость, особенно в присутствии пресной воды. Некоторые глинистые материалы, обладают способностью разбухать в пресной воде и тем самым частично или полностью закупоривать поровое пространство. 25 ТИУ (ТюмГНГУ) Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Для характеристики проницаемости горных пород введены понятия  абсолютной  эффективной (или фазовой)  относительной проницаемостей ТИУ 26 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее жидкости или газа при условии, что данный образец насыщен только этой фазой. Обычно для определения абсолютной проницаемости используют высушенный образец, пропуская через него воздух или газ, так как они отличаются наименьшими свойствами взаимодействия с породой. ТИУ 27 Саранча А.В. Общие классификации проницаемости Как уже было отмечено, при определении абсолютной проницаемости горной породы, необходимо чтобы между пористой средой и фильтрующейся фазой отсутствовало физико-химическое взаимодействие. Это достигается путем пропускания через полностью очищенный и высушенный образец газа (воздуха, гелия или азота). При фильтрации жидкости через образец, его проницаемость согласно закону Дарси, можно найти, используя следующее уравнение: Q L k . P  A При фильтрации газа через образец, его проницаемость определяется следующим выражением: 2  Qат   г  Рат  L k  , 2 2 A( Р1  Р2 ) ТИУ Qат – объемный расход газа через образец, приведенный к атмосферным условиям, м3; μг – вязкость газа, Па∙с; Рат – атмосферное давление, Па. 28 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Эффективная (или фазовая) проницаемость характеризует проводимость породы по отношению к одной из нескольких одновременно фильтрующихся фаз. Если поровое пространство насыщенно нефтью и водой или газом и водой, а так практически всегда и бывает, то при фильтрации по поровым каналам флюиды взаимодействуют между собой, мешая друг другу, поэтому даже сумма эффективных проницаемостей всех фаз всегда меньше абсолютной проницаемости. Эффективная проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз. ТИУ 29 Саранча А.В. Общие классификации проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ В природных пластах-коллекторах обычно присутствует не одна, а одновременно две или три фазы – нефть и вода, газ и вода, нефть и газ, или одновременно нефть, газ и вода. Это усложняет законы фильтрации, так как проницаемость пористой среды, при движении в ней двух или более флюидов, принимает для каждого из них индивидуальное значение проницаемости, которое даже суммарно по каждому ниже абсолютного. Такую проницаемость называют фазовой (или эффективной), которая является непостоянной величиной, а изменяющейся в зависимости от соотношения насыщенностей. ТюмГНГУ 30 Саранча А.В. Общие классификации И проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ КРИВЫЕ ОФП Фазовая проницаемость измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах породы и представляют в виде значений относительных фазовых проницаемостей (ОФП), которые определяются из соотношений фазовой проницаемости к абсолютной: kв ( S в ) kн (Sв ) kот.в ( S в )  kот.н ( S в )  k k где kот.н(Sв) и kот.в(Sв) – относительные фазовые проницаемости по нефти и воде, соответственно, (Sв) означает, что величины kот.н и kот.в не постоянны, а изменяются в зависимости от степени насыщения водой; kн(Sв) и kв(Sв) – фазовые проницаемости по нефти и воде соответственно, также являются не постоянными величинами зависящими от степени насыщения водой; k – абсолютная проницаемость. ТюмГНГУ 31 Саранча А.В. Общие классификации И проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ КРИВЫЕ ОФП На обоих графических рисунках кривые имеют совершенно одинаковую форму. Разница только в том, что значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) изменяются от нуля до единицы. В естественных условиях водонасыщенность в коллекторе изменяется от остаточной водонасыщенности (фазовая проницаемость по воде равна нулю) до водонасыщенности, соответствующей остаточной нефтенасыщенности (фазовая проницаемость по нефти равна нулю). Концевые точки на кривых ОФП: K’от.н. – относительная фазовая проницаемость нефти при остаточной водонасыщенности Sос.в.; K’от.в. – относительная фазовая проницаемость воды при остаточной нефтенасыщенности Sос.н. ТюмГНГУ 32 Саранча А.В. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Повлиять на проницаемость всего продуктивного пласта разработчики не могут, однако можно увеличить проницаемость в призабойной зоне пласта (ПЗП), путем кислотной обработки, например в карбонатных коллекторах. Источник данного параметра – лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования (ГДИ) и геофизические исследования скважин (ГИС). Наиболее достоверная информация о эффективной проницаемости может быть получена а результате гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации снятием кривой восстановления давления после остановки скважины. Также данные исследования являются единственным надежным источником оценки совокупного скин-фактора. Однако для проектирования достаточно часто используют данные ГИС (с учетом корреляций на данные по керну), которые всегда имеются по всем скважинам. Для однофазнонасыщенных пористых сред используют абсолютное значение проницаемости по данной фазе. При наличии двух и более фаз для прогнозирования производительности скважин по фазам и показателей разработки должны быть использованы фазовые проницаемости пород. Обычно при прогнозных расчетах используют относительные фазовые проницаемости пород, зависящие от насыщенности пор фазами. ТИУ 33 Саранча А.В. Насыщенность Если пористость показатель доли емкостного пространства, то флюидонасыщенность относительная степень заполнения этих пор тем или иным конкретным флюидом. Параметры насыщения: нефтенасыщенность (Sн), газонасыщенность (Sг), водонасыщенность (Sв), выраженные в долях или в процентах. Отношение общего объема всех пустот в горной породе, заполненных нефтью Vнефти, газом Vгаза или водой Vводы, к суммарному объему всех пустот в породе Vпор называется коэффициентом насыщения: Sн  ТИУ Vнефти Vпор , Vгаза Sг  , Vпор Vводы Sв  . Vпор 34 Саранча А.В. Насыщенность В нефтегазонасыщенных залежах помимо нефти или газа, всегда содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (связаной или реликтовой). Природа связанной воды. Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении выше от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что поровая структура осадочного материала во время его отложения и литификации, первоначально была пропитана морской водой, но на последующих этапах погружения породы и формирования определенной структуры ловушки, происходит накопление углеводородов, и вытеснение воды в пониженные части залежи. При этом не вся вода может быть вытеснена при этих процессах из нефтегазонасыщенных коллекторов, и поэтому в продуктивных пластах также всегда содержится некоторое количество воды, которая и называется остаточной. ТИУ 35 Саранча А.В. Источники данных насыщенности По данным керна Насыщенность флюидом может определятся по данным керна или путем измерения количества флюидов, экстрагируемых из образца керна, или за счет замеров капиллярного давления. По данным ГИС Водонасыщенность можно измерить косвенно в пластовых условиях при помощи 2-х типов каратажных приборов, а именно каротажа сопротивлений и импульсного нейтронного каротажа. ТИУ 36 Саранча А.В. Результаты опробования и исследования скважин При изучении геологической характеристики месторождения его продуктивность устанавливается по результатам геофизических исследований и определения емкостных и фильтрационных параметров залежи, по результатам опробования скважин. Опробование поисковых и разведочных скважин осуществляется испытателями на кабеле и на трубах. Опробование отдельных интервалов продуктивного разреза испытателем на трубах позволяет подтвердить не только наличие газа, нефти или воды на испытуемом интервале, но и получить качественную оценочную величину коэффициента продуктивности. Поэтому проектировщик должен ориентироваться не только на результаты опробования отдельных небольших интервалов, а изучить состояние качественных газогидродинамических исследований имеющихся скважин. При этом необходимо особое внимание уделять на общую, эффективную и вскрытую толщину исследуемой скважины, определить интервалы, охваченные перфорацией, но являющиеся сильно заглинизированными и менее продуктивными. Эти сведения проектировщик должен использовать при обосновании продуктивности проектных эксплуатационных и нагнетательных скважин. ТИУ 37 37 Саранча А.В. ЭФФЕКТИВНАЯ ТОЛЩИНА ПЛАСТА Эффективная толщина пласта (hэф) – это суммарная толщина всех продуктивных нефтенасыщенных слоев вскрываемых скважиной. Источник данного параметра каротажные диаграммы (данные ГИС) и результаты промыслово-геофизических исследований (термометрия, профилеметрия). hэф = h1 + h2 +…+ hn Коэффициент песчанистости – отношение суммарной толщины песчаников hэф к общей толщи пород, слагающих продуктивный горизонт h. Измеряется в долях ед. Расчлененность представляет собой отношение суммарного числа песчаных пластов и пропластков, вскрытых скважинами, к общему числу пробуренных скважин. Измеряется в единицах. ТИУ Kпес = hэф/h 38 Саранча А.В. Общие и эффективные толщины Толщины отдельных пропластков в пределах продуктивного разреза и водоносного бассейна в одинаковой степени важны при определении емкостных параметров и фильтрационных свойств пласта. От величины толщин, имеющих различные пористости, проницаемости и газоводонасыщенности, зависят запасы газа, упругие запасы водоносного бассейна, дебиты скважин, приемистость пласта, опасность полного обводнения, коэффициенты продуктивности и фильтрационного сопротивления и т.д. Толщина пласта в целом и отдельных пропластков, в частности, определяется только методами промысловой геофизики и отчасти путем сплошного отбора керна в пределах продуктивного пласта. В проектах разработки для качественного прогнозирования показателей разработки должны быть приведены толщины: всего продуктивного разреза, отдельных пропластков многослойной, неоднородной залежи, отличающихся коэффициентами пористости, проницаемости и насыщенности газом, нефтью и водой, непроницаемых и слабопроницаемых перемычек, двухфазных зон, заглинизированных прослоев. Кроме того, должны быть выделены так называемые эффективные толщины, представляющие собой коллектор, аккумулирующий запасы газа, и обеспечивающие приток газа и воды к скважине. Ошибочным является представление о низкопористых и низкопроницаемых толщинах как пустых не участвующих в подсчете запасов залежи и в процессах фильтрации объектов. Такие пропластки в особенности на газовых и газоконденсатных месторождениях представляют собой поставщиков газа на поздней стадии разработки залежи, когда разница в давлениях высоко- и низкопроницаемых пропластков достигает десятки атмосфер. Низкопроницаемые пропластки могут являться экраном для продвижения подошвенной воды в скважины ТИУ 39 Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ГЛУБИНЕ ЗАЛЕЖИ, НЕ ЗАТРОНУТОЙ РАЗРАБОТКОЙ ТИУ 40 Саранча А.В. ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЯХ Термобарические параметры пласта, т.е. пластовое давление и температура, являются показателями, практически предопределяющими при подсчете запасов газа и процессов добычи, промысловой подготовки и транспорта газа. От величин пластового давления и температуры зависят содержание конденсата в газе, физические и теплофизические свойства газа, конденсата и воды, взаиморастворимость фаз и т.д. При выборе способов разработки залежи и подготовки добываемой продукции на промысле необходимо оценить соответствие имеющегося значения пластового давления, а также температуры к глубине залегания залежи. В проекте должно быть указано изменение давления по площади и по глубине. Величина начального пластового давления является основной для подсчета запасов газа и должна быть определена расчетным путем и проверена с использованием глубинных приборов. Величину пластовой температуры, как правило, определяют максимальным термометром или при проведении геофизических работ в процессе вскрытия продуктивного пласта. По известным величинам начального пластового давления и пластовой температуры должна быть установлена насыщенность или недонасыщенность газоконденсатной смеси или нефти нефтяной оторочки. ТИУ 41 Саранча А.В. ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЯХ В пластах-коллекторах существует несколько видов давлений – это горное давление (литостатическое или геостатическое), поровое давление (пластовое давление или давление флюидов) и давление, обусловленное эффективными напряжениями скелета пласта (давление между зернами породы или вертикальное напряжение скелета породы). Эти три вида давлений связаны между собой следующей зависимостью: Pг  Рпл  Рэ , где Рг – полное горное давление; Рпл – пластовое давление; Рэ – давление, обусловленное эффективным напряжением скелета пласта. Наиболее важным для разработки является пластовое давление, действующее на флюиды (пластовые вода, нефть, газ) в поровом пространстве пласта. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях будет равно гидростатическому напору столба воды от поверхности до данного подземного пласта. ТИУ 42 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Нефть, газ и вода находятся в пластах под давлением, которое называется пластовым (или поровым). Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта, вышележащих горных пород, тектонических сил, температуры, химических процессов происходящих в данной конкретной залежи. Если залежь отличается значительными углами падения, то пластовое давление в верхних и нижних его частях будет различным. ТИУ 43 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Рассмотрим следующий пример, представленный на нижнем рисунке . В природной ловушке скопились углеводороды, которые снизу подпирает законтурная вода, подпитка которой производится с поверхности Земли. По результатам исследований проведенных в скважине номер 1 был определен уровень ВНК, который находится на глубине Hвнк, относительно уровня моря (или уровня грунтовых вод). Уровень ГНК находится на глубине hгнк, он будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, в скважине номер 2. ТИУ 44 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ В этом примере давление на уровне ВНК будет соответствовать нормальному гидростатическому: РВНК   п.в.  g  H внк  Ратм , Па, (1.1) где Рвнк – давление на уровне ВНК, Па; ρп.в. – плотность пластовой воды, приблизительно равна 1000 кг/м3; Нвнк – глубина уровня ВНК относительно уровня моря, м; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; Ратм – атмосферное давление, равное 101325 Па (0,1 МПа). ТИУ 45 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Давление на уровне ВНК, определенное из уравнения 1.1 измеряется в Па, для того чтобы получить результат МПа необходимо умножить на 10-6: РВНК  (  п.в.  g  H внк  Ратм )  10 6 , ТИУ МПа. (1.2) 46 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Давление на уровне ГНК, который находится на глубине hгнк, можно найти из следующего уравнения: РГНК  РВНК   н  g  ( H внк  hгнк ), или РГНК  ( РВНК   н  g  ( H внк  hгнк ))  10 6 , Па, МПа, (1.3) (1.4) где ρн – плотность нефти, кг/м3; hгнк – глубина уровня ГНК относительно уровня моря, м. ТИУ 47 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Таким же образом можно найти давление на забое Рз на любой глубине hз, в диапазоне глубин от hгнк до Hвнк (т.е. в нефтенасыщенной части пласта), используя следующее уравнение: Рз  РВНК   н  g  ( H внк  hз ), ТИУ Па. (1.5) 48 Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Рассмотрим следующий случай, была пробурена только скважина номер 2 (см. нижний рисунок). Ее забой находится в нефтеносной части пласта, т.е. в диапазоне глубин от hгнк до Hвнк, на глубине hз. Также известно пластовое давление замеренное на забое этой скважины Рз, которое было определено в ходе испытаний. Как уже было отмечено выше, уровень ГНК будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, однако уровень ВНК, виден не будет, поскольку он находится ниже, поэтому неизвестно на какой глубине он находится. Определить этот уровень можно, используя следующее уравнение, которое выводится из соотношений 1.1 и 1.5: H ВНК ТИУ Pз  Pатм   н  g  hз  ,  п .в  g   н  g м. (1.6) 49 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.1 Упражнение 1.1. Рассмотрим следующий случай, была пробурена только скважина номер 2 (нижний рисунок) . Ее забой находится в нефтеносной части пласта, т.е. в диапазоне глубин от hгнк до Hвнк, на глубине hз. Известно давление Рз, замеренное на забое этой скважины в ходе испытаний. Уровень ГНК будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, однако уровень ВНК, виден не будет, поскольку он находится ниже. Определить на какой глубине находится уровень ВНК используя выражение 1.6. Атмосферное давление Ратм=101325 Па. Ускорение свободного падения g=9,8 м/с2. Плотность пластовой воды ρп.в. = 1000 кг/м3. Плотность нефти ρн = 865 кг/м3. Таблица 1.1 – Исходные данные к упражнению 1.1. Вариант 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ТИУ Рз, Па 14867475 15187935 15508395 15828855 16149315 16469775 16790235 17110695 17431155 17751615 hз, м 1500 1530 1560 1590 1620 1650 1680 1710 1740 1770 50 Саранча А.В. АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Залежи, в которых величина начального пластового давления существенно отличается от расчетной составляющей, соответствующей нормальному гидростатическому давлению, считаются залежами с аномальным пластовым давлением. В таких залежах пластовое давление на различных глубинах будет отличаться на постоянное значение С, которое имеет положительное значение при аномально высоком гидростатическом давлений и отрицательное значение при аномально низком. РВНК   п.в.  g  H внк  Ратм  C, ТИУ Па. (1.7) 51 Саранча А.В. АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Залежи с аномально высоким давлением могут возникнуть в водоносном пласте, если он эффективно изолирован от окружающих пластов, так что была нарушена непрерывность передачи гидростатического давления до поверхности. Наряду с этим в залежи могли произойти, как одновременно, так и по отдельности следующие процессы, способствующие развитию аномального пластового давления: - изменение температуры. Возрастание температуры приводит к увеличению давления в изолированной водоносной системе; - тектоническое поднятие залежи, в результате которого пласт, содержащий углеводороды оказывается на меньшей глубине быстрее, чем происходит отток жидкости из него, или действие такого геологического процесса, как эрозия поверхности, в результате которой срезаются верхние перекрывающие отложения в области питания и тем самым снижающие нагрузку на пласт. И то и другое приводит к тому, что гидростатическое давление в залежи становится слишком большим для глубины залегания. Аномально низкое пластовое давление может образоваться в результате противоположного явления – опускания залежи; - значительное различие в солености воды в зависимости от глубины, приводит к тому, что плотность пластовой воды различна от поверхности до глубины на которой рассчитывается гидростатическое давление, что приводит к неточностям в расчетах, используя уравнение. РВНК   п.в.  g  H внк  Ратм , ТИУ Па, 52 Саранча А.В. АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Рассмотрим следующий случай, представленный на рисунке. Известен уровень глубины ВНК, однако не известно давление на этом уровне и является ли оно аномальным. Забой скважины номер 2, находится на глубине hз в диапазоне глубин от hгнк до Hвнк, т.е в нефтенасыщенной части пласта. Если полученное в ходе испытаний давление Рз на забое скважины номер 2 отличается от расчетного, можно говорить о возможном наличии аномального пластового давления. В этом случае постоянное значение С, показывающее отклонение от нормального гидростатического, можно определить с помощью следующего уравнения: C  Рз   п.в  g  H внк  Ратм   н  g  ( H внк  hз ), ТюмГНГУ Па. (1.8) 53 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.2 Упражнение 1.2. Рассчитать значение аномального отклонения гидростатического давления С (формула 1.8). Сделать вывод является ли давление в залежи аномально высоким, аномально низким или соответствует нормальному гидростатическому. Атмосферное давление Ратм=101325 Па. Ускорение свободного падения g=9,8 м/с2. Плотность пластовой воды ρп.в. = 1000 кг/м3. Плотность нефти ρн = 865 кг/м3. Таблица 1.2 – Исходные данные к упражнению 1.2. Вариант 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ТИУ Рз, Па 13171785 12677015 13782245 13637475 14442705 14527935 15343165 15378395 16233625 16108855 Hвнк, м 1300 1350 1400 1450 1500 1550 1600 1650 1700 1750 hз, м 1280 1320 1360 1400 1440 1480 1520 1560 1600 1640 54 Саранча А.В. ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ ТИУ 55 Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ Температура на поверхности Земли зависит от освещенности Солнцем и может изменяться в широких пределах. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее одного метра, а годовые - на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины недр Земли. Температура по мере углубления возрастает, что показывают многочисленные исследования и замеры, проводившиеся в скважинах. На севере Западной Сибири, где очень низкая температура в зимнее время года, а среднее годовое ее значение может быть ниже минус 10 ºС, встречаются многолетние мерзлые породы (ММП). Эти породы имеют отрицательную или нулевую температуру. Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках достигает 500-700 м. ТИУ 56 Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ Величина изменения температуры с глубинной связана с геотермической ступенью и геотермическим градиентом:  геотермическая ступень - это количество метров погружения в глубину Земли, соответствующее повышению температуры на 1ºС. Величину геотермической ступени можно определить по формуле: h G , Th  tср.п (1.9) где h – глубина замера, м; Th – температура на глубине h, ºС; tср.п – среднегодовая температура на поверхности, ºС. Величина геотермической ступени для разных верхних слоев Земли (до глубины 15- 20 км) в среднем составляет 33 м, но может в разных частях земного шара резко различаться, что связано с различной теплопроводностью пород, гидрохимическими реакциями, циркуляцией подземных вод, радиоактивными процессами и другими причинами. ТИУ 57 Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ Величина изменения температуры с глубинной связана с геотермической ступенью и геотермическим градиентом:  геотермический градиент - это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры, обычно находится в диапазоне от 1,8 до 3,7 ºС. Типичное значение геотермического градиента составляет 3 ºС на 100 метров глубины. Знание температуры по разрезу залежи необходимо при бурении скважин, составлении технологических схем разработки месторождений, а также в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ). ТИУ 58 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.3 Упражнение 1.3. Рассчитать величину геотермической ступени и температуру на глубине 1000, 1200 и 1400 м, используя выражение 1.9. Таблица 1.3 – Исходные данные к упражнению 1.3. Вариант h – глубина замера, Th – температура tср.п – среднегодовая темпем на глубине h, ºС ратура на поверхности, ºС 1 500 15,1 2 500 20,5 5 3 500 21 6 4 500 8 -7 5 500 11 -4 6 500 9,3 -6 7 500 7 -8 8 500 13 -2 9 500 17 2 10 500 19 4 ТИУ 59 Саранча А.В. ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ ТИУ 60 Саранча А.В. Для проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основании геолого-геофизических и гидрогеологических информаций должны быть установлены: количество продуктивных пластов (пропластков); характер отдельных залежей, т.е. к какому типу каждый пласт (пропласток) относится - пластовому, массивному и т.д., а также запасы газа и конденсата каждого пласта. На базе детального анализа фильтрационных и емкостных параметров отдельных пластов и межпластовых глинистых (если таковые имеются) перемычек необходимо установить тип залежей. Очень часто значения фильтрационных параметров не позволяют однозначно утверждать или отрицать гидродинамическую связь между пластами и изолирующую способность глинистых перемычек. Кроме того, в большинстве случаев глинистые перемычки с изолирующими или неизолирующими параметрами не прослеживаются по всем скважинам. Поэтому и степень влияния этих перемычек на показатели разработки предсказать становится практически невозможным. ТИУ 61 Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ Различают три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и экранированные (литологически, тектонически и стратиграфически); ТИУ 62 Саранча А.В. СХЕМА ПЛАСТОВОЙ СВОДОВОЙ ЗАЛЕЖИ ТИУ Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи 63 Саранча А.В. СХЕМА МАССИВНОЙ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1.внешний контур газоносности, 2.внешний контур нефтеносности. ТИУ 64 Саранча А.В. СХЕМА ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТИУ 65 Саранча А.В. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТИУ 66 Саранча А.В. СХЕМА СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТИУ 67 Саранча А.В. ТИПЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТИУ 68 Саранча А.В. КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ ТИУ 69 Саранча А.В. Геологоразведочный процесс представляется как совокупность взаимосвязанных последовательно проводимых на различных этапах и стадиях видов работ, обеспечивающих разведанными запасами нефти, конденсата и газа в соответствии с применяемыми для промышленного освоения месторождений (залежей) кондициями. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии направлено на установление наиболее рациональной последовательности выполнения разных видов работ и общих принципов оценки их результатов для повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки месторождений (залежей) нефти и газа. Геологоразведочные работы на нефть и газ подразделяются на три этапа региональный, поисковый и разведочный. На каждом из них выделяется по две стадии. В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов и стадий. ТИУ 70 Саранча А.В. РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЭТАП На этом этапе проводятся региональные геолого-геофизические работы. В соответствии с задачами региональный этап разделяется на две стадии: прогнозирования нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления. Стадия прогнозирования нефтегазоносности. Основным объектом исследований на этой стадии служат нефтегазоносные провинции и их части. В процессе исследований решаются следующие задачи: - выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов; - выявление фациальных зон, определение основных этапов геотектонического развития; тектоническое районирование; - выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон; нефтегазогеологическое районирование; - качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности; - выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований. Стадия оценки зон нефтегазонакопления. На этой стадии основными объектами исследования являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, в пределах которых решаются следующие задачи: - выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами; установление основных закономерностей распространения и изменения свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов и пластов, а также и флюидоупоров; уточнение нефтегазогеологического районирования; - выделение наиболее крупных ловушек; - количественная оценка перспектив нефтегазоносности; - выбор площадей и установление очередности проведения на них поисковых работ. ТИУ 71 Саранча А.В. ПОИСКОВЫЙ ЭТАП Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения. На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и оцениваются их ресурсы для выбора и определения очередности их ввода в глубокое бурение. Стадия подразделяется на подстадии: выявление объектов; подготовка к поисковому бурению. На подстадии выявления объектов работы ведутся на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью: - выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;. - выделения перспективных ловушек; - количественной оценки ресурсов в выявленных ловушках; - выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению. Выявленные ловушки служат объектами работ на подстадии подготовки объектов для поискового бурения, проводимых с целью: детализации выявленных перспективных ловушек, позволяющей прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей; выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах; оценки ресурсов на объектах, подготовленных для глубокого «бурения; выбора объектов и определения очередности их ввода в поисковое бурение. ТИУ 72 Саранча А.В. ПОИСКОВЫЙ ЭТАП Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения. На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и оцениваются их ресурсы для выбора и определения очередности их ввода в глубокое бурение. Стадия подразделяется на подстадии: выявление объектов; подготовка к поисковому бурению. На подстадии выявления объектов работы ведутся на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью: - выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;. - выделения перспективных ловушек; - количественной оценки ресурсов в выявленных ловушках; - выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению. Выявленные ловушки служат объектами работ на подстадии подготовки объектов для поискового бурения, проводимых с целью: детализации выявленных перспективных ловушек, позволяющей прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей; выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах; оценки ресурсов на объектах, подготовленных для глубокого «бурения; выбора объектов и определения очередности их ввода в поисковое бурение. Стадия поиска месторождений (залежей). Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. Основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки) и подсчитанных перспективных ресурсов. Поисковое бурение может проводиться на разведанных и даже разрабатываемых месторождениях с целью поиска залежей в не вскрытых ранее горизонтах и пластах, продуктивных на других месторождениях. Задачи на этой стадии сводятся к: - выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа; - определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов; - выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей; - выбору объектов для проведения детализационных и оценочных буровых работ. Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. Однако в районах с развитой добычей нефти и газа, а также на некрупных объектах на поисковом этапе наряду с задачами поиска могут совместно решаться задачи стадии оценки месторождений (залежей) следующего, разведочного, этапа. ТИУ 73 Саранча А.В. РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП Этот этап подразделяется на две стадии: оценки месторождений (залежей) и подготовки их к разработке. Стадия оценки месторождений (залежей). Объектами работ на этой стадии служат открытые месторождения и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие задачи: - установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости; - определение фазового состояния УВ залежей; - изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств; - установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик; - установление типа залежей; - определение эффективных толщин, значений пустотности, нефте-газонасыщенности отложений; - установление коэффициентов продуктивности скважин; - подсчет запасов; - разделение месторождений на промышленные и непромышленные; - выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке. На этой стадии объектами работ служат месторождения и залежи, имеющие промышленное значение. Типовой комплекс включает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах. В ряде случаев предусматривается бурение опережающих добывающих скважин. Таким образом, на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке. Разведочный этап завершается подсчетом запасов нефти и газа и оценкой экономической эффективности проведенных работ. ТИУ 74 Саранча А.В. КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА ТИУ 75 Саранча А.В. Классификация запасов нефти и газа Начальные геологические запасы (НГЗ) нефти и газа месторождений определяются по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений и подразделяются на:  начальные извлекаемые запасы (НИЗ);  подвижные но экономически нерентабельные запасы;  неподвижные запасы. ТИУ 76 Саранча А.В. [Толстолыткин И.П., Журнал «Наука и ТЭК» № 4 2012г.] Классификация запасов нефти и газа • НИЗ - объем нефти и газа извлечение которых возможно при эффективном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом технологического прогресса. • Неподвижные запасы – объем нефти и газа не участвующий в процессах фильтрации при существующих технологиях добычи. • Экономически нерентабельные запасы - объем углеводородного сырья извлечение которого при существующих технологиях экономически нерентабельно даже при эффективном использовании современных технологий добычи. ТИУ 77 Саранча А.В. Градация месторождений (залежей) нефти и газа по величине извлекаемых запасов (действующая классификация) • уникальные, содержащие более 300 млн. тонн нефти или более 300 млрд. куб. метров газа; • крупные, содержащие от 30 до 300 млн.тонн нефти или от 30 до 300 млрд. куб. метров газа; • средние, содержащие от 5 до 30 млн.тонн нефти или от 5 до 30 млрд. куб. метров газа; • мелкие, содержащие от 1 до 5 млн.тонн нефти или от 1 до 5 млрд. куб. метров газа. • очень мелкие, содержащие менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд куб. метров газа. ТИУ 78 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные). Запасы категории A (разбуренные, разрабатываемые) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин и разрабатываемых в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом на разработку месторождения (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему). ТИУ 79 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории A для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами, и ранее числящимися в эксплуатационном фонде на данную залежь – по контуру залежи ТИУ 80 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Для разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами – на расстоянии равном половине шага сетки эксплуатационных скважин согласованной действующим проектным документом, от линии, проходящей через крайние скважины, в сторону неизученной части залежи (0,5L, где L – расстояние между эксплуатационными скважинами). В качестве крайних скважин в каждом пласте принимаются эксплуатационные скважины (добывающие, бездействующие, нагнетательные, пьезометрические и другие), запроектированные именно на этот пласт. Транзитные эксплуатационные скважины, запроектированные на другой пласт и не вскрытые перфорацией в данном пласте, не используются в качестве крайних при определении границы категории A; ТИУ 81 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа для залежей, разрабатываемых, в том числе, скважинами с горизонтальными, субгоризонтальными и пологими окончаниями забоя, границы категории A проводятся на всем протяжении ствола скважины на расстоянии 0,5L . Если эксплуатационные скважины, отнесенные к категории A, расположены на расстоянии меньше или равном 2L от контура залежи, то границы категории A можно распространить до этого контура. ТИУ 82 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные). Запасы категории B1 (разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, подготовленные к промышленной разработке) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней, технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими предварительную апробацию в установленном порядке, и разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими в колонне промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна). ТИУ 83 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории B1 устанавливаются: для неразбуренных частей разрабатываемой залежи, непосредственно примыкающих к участкам запасов категории A – на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки – 2L от линии, проходящей через крайние скважины, или 1,5L от границы категории A в сторону неизученной части залежи ТИУ 84 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории B1 устанавливаются: для частей залежи разрабатываемого месторождения, разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа при опробовании в колонне, или опробованными испытателем пластов в процессе бурения (некоторые соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна) – на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки – 2L от скважины в сторону неизученной части залежи (рис. а); отдельно расположенные не опробованные разведочные скважины в категорию B1 не включаются (рис. б); для месторождений в акваториях морей граница запасов категории B1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования и/или на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки – 2L от скважины в сторону неизученной части залежи; если скважина, давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена вблизи границ залежи (расстояние от границы категории B1 до границы залежи меньше двойного шага эксплуатационной сетки 2L), то границы категории B1 можно распространить до границы залежи (рис. б). ТИУ 85 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные). Запасы категории B2 (неразбуренные, оцененные) выделяются и подсчитываются на неизученных частях залежей разрабатываемых месторождений, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке. Наличие запасов обосновано данными геологических и геофизических исследований и положительными результатами испытания отдельных скважин в процессе бурения. ТИУ 86 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа К запасам категории B2 относят: неразбуренные участки разрабатываемых залежей между внешним нефтегазоносности и границами участков запасов категории B1 ТИУ контуром 87 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные). Запасы залежей разведываемых месторождений, не введенных в промышленную разработку, по степени геологической изученности подразделяются на две категории: категория C1 (разведанные), категория C2 (оцененные). Запасы категории C1 (разведанные) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются на залежи или части залежи, на которых может осуществляться пробная эксплуатация отдельных скважин или пробная эксплуатация участка залежи. Залежи изучаются сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими в колонне притоки нефти или газа (отдельные скважины, расположенные рядом с опробованными скважинами, могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна). ТИУ 88 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории C1 устанавливаются: в районе параметрических, поисковых и разведочных скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний скважин, давших в колонне промышленные притоки нефти и газа, позволяющие на данной стадии изученности дать предварительную оценку нефтегазоносного потенциала залежи, а также по результатам опробования скважин испытателем пластов (отдельные соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна) – в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L), согласованных в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей разрабатываемых месторождений (рис. ниже). Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории C1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования и/или на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки – 2L от скважины в сторону неизученной части залежи. ТИУ 89 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории C1 устанавливаются: если расстояние между квадратами запасов категории C1 около скважин с промышленными притоками меньше двойного шага предполагаемой эксплуатационной сетки (2L), то такие участки могут объединяться (рис. ниже), в случае, когда скважина, давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена на расстоянии меньше или равном 2L от контура залежи, то границы категории C1 можно распространить до этого контура ТИУ 90 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории C1 устанавливаются: в открытых залежах, где промышленная нефтегазоносность установлена в одной скважине по данным испытаний в колонне, запасы категории C1 выделяются в квадрате со сторонами на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки (2L), согласованному в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей (рис. 8). Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории C1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования ТИУ 91 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные). Запасы залежей разведываемых месторождений, не введенных в промышленную разработку, по степени геологической изученности подразделяются на две категории: категория C1 (разведанные), категория C2 (оцененные). К категории C2 (оцененные) в соответствии с требованиями Классификации относятся запасы залежей или частей залежей разведываемых месторождений, изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения. Если все скважины в пределах залежи испытаны в процессе бурения испытателем пластов на кабеле, то ее запасы относятся к категории C2 (исключение составляют месторождения в акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации, в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях). ТИУ 92 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа Границы запасов категории C2 устанавливаются: неразбуренных участков разведываемых залежей, между границами залежи и границами участков запасов категории C1, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности свойств пласта-коллектора по данным сейсмических и других геофизических исследований ТИУ 93 Саранча А.В. Категории запасов нефти и газа При графическом отображении площадей в границах различных категорий запасов используется следующая цветовая гамма: для категории A – светло-красный цвет; для категории B1 – светло-синий цвет; для категории B2 – голубой цвет; для категории C1 – светло-зеленый цвет; для категории C2 – желтый цвет. ТИУ 94 Саранча А.В. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИУ 95 Саранча А.В. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ После того, как в результате поисково-разведочных работ было открыто месторождение углеводородов, первое, что лежит в основе его разработки – это оценка запасов. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Объем геологических запасов нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях будет равен: Vн.пл.  F  hэф  mот  (1  Sв ), (2.1) где F – площадь залежи, м2; hэф – эффективная нефтенасыщенная мощность, м; mот – коэффициент открытой пористости, д.е.; Sв – насыщенность остаточной водой, д.е. Далее рассмотрим более подробно составляющие 96 уравнения 2.1 и источники информации о них. ТИУ Саранча А.В. ПЛОЩАДЬ НЕФТЕ И/ИЛИ ГАЗОНОСТНОСТИ Для определения площади нефте или газоносности F необходимы данные сейсморазведки (информация о глубинном строении осадочных толщ) и каротажные исследования разрезов скважин в около скважинном пространстве (информация о свойствах разбуренных пород, выявление продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов или же водонасыщенных интервалов). Полученная информация дает представление о глубинном строении осадочных толщ, горизонтальном положении контактов ВНК, ГНК, ГВК и соответственно о контурах нефте и газоностности, что позволяет составлять структурные карты и подсчетные планы, которые представляют собой карты глубин залегания кровли продуктивных пластов в абсолютных отметках. ТИУ 97 Саранча А.В. СЕЙСМОРАЗВЕДКА . ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ Сейсморазведка – исследования, нацеленные на изучение структуры залегания пород и местонахождения ловушек углеводородов путем «просвечивания» подземного пространства упругими волнами. Источником сейсмического сигнала на суше, излучающим в землю сейсмические волны служит «Вибросейс», представляющий собой большой гидравлический пресс-вибратор, смонтированный на грузовике таким образом, чтобы он мог производить колебания почвы заданной частоты и амплитуды. Приемниками сейсмического сигнала служат устройства регистрирующие сейсмические волны, на суше используют геофон – детектор, регистрирующий вибрации почвы; используется при сухопутных сейсмических исследованиях для регистрации волн, отраженных от подземных границ. Виды исследований  Профильные 2D –иисточники и сейсмоприемники располагаются вдоль одной линии;  3D – источники и сейсмоприемники покрывают некоторую площадь;  4D – регистрируются различия в сейсмограммах нескольких 3D (или 2D) сейсмических исследований, проводимых на одной и той же площади (вдоль одного и того же профиля), но в разное время, с целью суждения о процессах и изменениях, произошедших за время между сейсмическими исследованиями. ТИУ 98 Саранча А.В. ЭФФЕКТИВНАЯ ТОЛЩИНА ПЛАСТА Эффективная толщина пласта (hэф) – это суммарная толщина всех продуктивных нефтенасыщенных слоев вскрываемых скважиной. Источник данного параметра каротажные диаграммы (данные ГИС) и результаты промыслово-геофизических исследований (термометрия, профилеметрия). hэф = h1 + h2 +…+ hn Коэффициент песчанистости – отношение эффективной толщины пласта к общему интервалу пласта h. ТИУ Kпес = hэф/h 99 Саранча А.В. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ Поскольку произведение F∙hэф представляет собой объем залежи Vзал, а произведение F∙hэф∙mот представляет собой объем порового пространства залежи Vпор, который может быть заполнен пластовыми флюидами, то выражение 2.1 (2.1) Vн.пл.  F  hэф  mот  (1  Sв ), можно также представить в следующем виде: Vн.пл.  Vзал  mот (1  Sв )  Vзал  mот  S н , (2.2) где Sн – насыщенность порового пространства нефтью, соответственно, также выражается в долях единиц объема порового пространства пласта ТИУ 100 Саранча А.В. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ Все нефти, находясь под действием высоких пластовых давлений и температур, содержат некоторое количество растворенных в них газов. Поэтому объем нефти с растворенным в ней газом в пласте, необходимо приводить к стандартным условиям на поверхности Земли после ее дегазации. Этот поверхностный объем Vн.пов в стандартных условиях будет равен: Vн.пов  F  h'эф  mот  (1  S в ) / Вн , (2.3) где Вн – объемный коэффициент пластовой нефти, численно равный: 3 (Vпл ) P ,T м  Вн  ,  3 Vпов м  (2.4) где (Vпл )Р,Т – объем нефти в пластовых условиях при давлении Р и температуре Т, м3; Vпов – объем той же нефти после ее дегазации, при атмосферном давлении и температуре 20 ºC, м3. 101 ТИУ Саранча А.В. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше чем в поверхностных, так как в недрах Земли, нефть залегает при пластовых давлениях и температурах с растворенным в ней газом, а при извлечении ее на дневную поверхность, где атмосферное давление и температура 20 ºC, этот газ из нее выделяется. Таким образом, значение объемного коэффициента нефти всегда больше 1 и не более 3. Оценивается: 1. В PVT-лабораториях на образцах пластового флюида; 2. В случае отсутствия пластовых флюидов или информации о проведении лабораторных исследований, оценку можно получить с помощью специальных корреляций. ТИУ 102 Саранча А.В. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ На рисунке черным цветом представлен продуктивный нефтенасыщенный пропласток, коричневым непроницаемая кровля, синим законтурная вода. Красные линии – скважины, в которых в результате геофизических исследований были определены эффективная мощность и положение ВНК, а также геометрическая форма залежи, что позволяет дать приблизительную оценку какой объем имеет сама нефтенасыщенная залежь. ТИУ 103 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.4 Упражнение 1.4. Определить объем нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях (формула 2.1) и объем начальных геологических запасов этого же месторождения приведенного к поверхностным условиям после дегазации (формула 2.3). Таблица 1.4 – Исходные данные к упражнению 1.4 по крупнейшим Российским нефтяным месторождениям Вариант Месторождение / тип залежей 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Самотлорское / Н, ГН, Г Ромашкинское / Н Приобское / Н Лянторское / НГК, Н Федоровское / Н,НГ Мамонтовое / Н Туймазинское / Н Арланское / Н Повховское / Н Комсомольское / Н, НГК Год открытия / ввода в разработку 1965 / 1969 1943 / 1952 1982 / 1989 1964 / 1978 1971 / 1973 1965 / 1970 1937 / 1945 1954 / 1958 1972 / 1978 1966 / 1989 Глубина залегания, м 1670-2200 750-1765 2300-3250 2050-2105 2300-2800 1920-2470 1100-1680 930-1300 2580-2740 1220-2781 Sв, % 10 12 14 15 13 12 14 15 20 16 F, м2 hэф, м mот, % Вн, м3/м3 59259259 42319749 29531192 280112044 34345377 36475869 9804822 14939309 26785714 1677018 250 500 450 35 240 180 275 150 70 230 24 14,5 17,5 24 25,1 22,5 20,7 21 18 25 1,4 1,6 1,4 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,5 1,6 Примечание. Тип залежей: Н – нефтяная; ГН – газонефтяная; Г – газовая; НГК – нефтегазоконденсатная ТИУ 104 Саранча А.В. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ ТИУ 105 Саранча А.В. Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию • Нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; • Газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи; • Нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%; • Газовые (Г), содержащие только газ; • Газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; • Нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат. ТИУ 106 Саранча А.В. Литература 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. Лисовский Н.Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений в четвертой стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. - №1. – С.9-11. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудования и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г.Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с. В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М., Недра, 1990. – 426 с. Ю.П. Желтов Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 365 с. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672 с. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль за разработкой месторождений углеводородов. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. – 780 с. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмурский госуниверситет, 2008. – 720 с. Симкин Э.М., Кузнецов О.Л. Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2008. – 232 с. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. – М., Недра, 1980. – 398 с. – Пер. изд., Нидерланды 1976. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. Москва 2010. – 60 с. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки. Москва 2010. – 16 с. Деева Т.А., Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е., Шевелев П.В. Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях. Томск 2006. 286 с. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 215 с. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов (2013) / Выпускающий редактор А.Н. Шабанов Корректор Т.Н. Гурьева Верстка Л.К. Баранова. Москва 2016 ТИУ 107 Саранча А.В.