Виды неоднор-ти геолого-физ-х св-в продук-х пород. Учет и отображение неодн-сти.

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов.

Балансовые запасы – это такие запасы кот-е при существующем уровне развитии науки, техники и технологии РНМ технически возможно и экологически целесообразно вводить в раз-ку.

Извлекаемые запасы – это те запасы из балансовых, кот-е теоретически могут быть извлечены при существующей технике и технологии раз-ки.

Забалансовые —запасы, вовле­чение которых в раз-ку в настоящее время экономически не­целесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компо­нентов, имеющих промышленное значение, по степени изученно­сти подразделяются на разведанные (промышленные ) категории А, В, C1 и пред­варительно оцененные— категория С2.

Категория А —запасы залежи (ее части), изученной с де­тальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора и тд

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках.

Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа и положительных результатов геологи­ческих и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследова­ний:

Для подсчета балансовых и извлекаемых запасов необходимо знать следующие параметры: 1) объем пласта V (для полосообразной залежи: V=B*hcр*L, где В – ширина пласта, L – длина пласта, hcp – средняя толщина пласта), 2) среднюю пористость mcp, 3) коэфф-т нефтенасыщенности Sн (Отношение объема нефти к объему пор или содержание нефти в единице объема пор), 4) коэфф-т вытеснения Квыт (это отношение объема нефти, вытесняемой водой из образца породы до полного обводнения, к начальному объему нефти содержащегося в породе)

Балансовые запасы в пластовых условиях:

Gпл=V*mcp*Sн, (м³)

Извлекаемые запасы в пластовых условиях:

Nпл=Gпл*Квыт, (м³)

Для перевода балансовых и извлекаемых запасов из пластовых в стандартные условия, необходимо знать усадку u и плотность нефти ρн.

Балансовые запасы в стандартных условиях:

Gст=Gпл*u*ρн, (т)

Извлекаемые запасы в стандартных условиях:

Nст=Nпл*u*ρн, (т)

В соответствии с изложенным формула для подсчета началь­ных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным мето­дом имеют следующий вид:

Q н.г = Fh г.эф k п.о. k г K р K т непонятная формула, я её нигде не нашла, кто знает- исправляйте!!!

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извле­чена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения k и.н:

Q н.и. = Q н.н k и.н.

Основу методов материального баланса, применяемых для подсчета запасов нефти, составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) УВ, содержавшихся в залежи до начала ее разработки Qн.0 и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи Qн и оставшихся в ней бн.ост на любой момент разработки:

Qн.0 =Qн + Qн.ост= const.

МЕТОД КРИВЫХ ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ. Метод кривых падения позволяет на самой длительной по времени "зрелой" стадии разработки не только непосредственно подсчитать остаточные извлекаемые запасы, но и определить время разработки залежи до минимального экономически рентабельного дебита, опреде лить эффект от воздействия на пласт. Суть метода сводится к тому, что добыча или дебиты нефти или газа увязываются с каким-либо другим параметром и выражаются в виде кривых (или прямых) линий, графически отображающих эти связи.

 

Виды неоднор-ти геолого-физ-х св-в продук-х пород. Учет и отображение неодн-сти.

Неоднор-ть пластов -это изменчивость хар-к пласта и пл. ж-тей по мест-ию:

а)литолого-фациальная неод-ть пл.;

б)неод-ть по коллек-м свойствам,

в)неод-ть физических св-в пл. ж-ей и газов,

Для хар-ки неоднор-ти пластов испол-ют понятия степень и характер неоднор-ти:

Степень неоднор-ти – диапазон измен-я каих-либо параметров пласта.

Характер неоднор-ти – показывает плотность распределения этого же параметра в диапозоне его измен-я.

Из всех видов неод-ти пл. надо особо выделитьÞвиды:

1)по проницаемости,

2)по пористости,

3)по распределению начальной водонасыщенности.

Прониц-ть - фильтр-ая хар-ка пл. ее изменчивость имеет высокое значение при г/д расчетах показателей раз-ки. Что касается m и S_в^нач, то их изменчивость необходимо учитывать особенно при расчетах геол-х и изв-х запасов Н.

Так при г/д расчетах реальные залежи заменяются моделями неоднор-ти по прониц-ти:

1) слоистая,

2) зональная,

3) пространственная.

1) Слоистая неод-ть. Имеется пласт из нескольких пропластков отлич-ся по К, от

К1 до Кn, Кi- величина определенная для данного пропластка, надо найти Кср: а) средне. арифм-ое Кср=К1+К2+..+Кn/n прим-ся когда кол-во определении ограничено и толщина слоев примерно одинакова. б) Средне взвешенный способ – применяется когда кол-во измерении небольшое, но толщины отличаются между собой. К=SKi*hi/Shi. в) Когда кол-во прослоек большое и толщины этих прослоек сильно отличаются, кол-во замеров значительно – отыскивается закон распред-я прон-ти. Строят гистограммы распределения прон-тей в интервале ее изменения К=f(hi); Dhi/h=f(Ki)DKi – функция распред-я прон-тей, h-общая толщина пласта.

2)Зональная неод-ть по простиранию залежи – этот вид неоднор-ти явл следвием седименационных процессов (проц-в осадкообразования).

Если кол-во замеров небольшое и площади примерно одинаковые: Кср=K1+K2+..+Kn/S, Ki-ср. прон-ть всех пропластков вскрытых i-ой скв-ой. Если площади сильно отличаются К=K1S1+K2S2+..+KnSn/S, Si-площадь с i-ой проницаемостью, S- общая площадь. Если кол-во замеров большое, прон-ти и площади отдель зон сильно отлич-ся, то как и в предыдущ случае находим функцию распред прон-тей DSi/Si=f(Ki) DKi, f(Ki)-плотность распределения проницаемости пл.

3) Пространственная неоднородность- этот вид неоднород-й явл наиболее сложным т.к. характериз-т изменчивость прон-тей по всему объему пласта. Причем речь идет не о средних значениях прон-тей в каких то областях, а о истинных значениях в каждой точке пласта. Принцип распред-я прон-тей в пласте м/б задан ф-ей k(x,y,z), но для отыскания этой ф-ий надо было знать прон-ть в каждой точке пласта, что не реально. Если даже была бы возможность знать эти пр-ти и знать их зав-ть, то решение этой зав-ти было бы невозможным из-зи ее сложности за счет процессов осадкообразования.

Для статистической хар-ки неоднородности вводят след-е коэф-ты:

– коэф-т песчанистости = отношение эффект-й мощности пласта к общей мощ-ти;

– коэф-т расчлененности = отношение числа песчаных пластов, суммир-х по всем скв, к общему числу скв;

– коэф-т литологической связности = отношение числа скв, вскрывших монолитный пласт песчаника, к общему числу пробуренных скв.

Этот вид неодн. Изучал Сатаров, предложил использовать теорию вероятности, услов её применения: массовый хар-р и случайный характер. Случайный хар-р осадконакопления предполаг. Случ. Хар-р распределения проницаемости по пласту.

123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: