Подсчет запасов углеводородов

1.

Строительство и ремонт нефтегазовых скважин
Компьютерные технологии решения профессиональных задач
Подсчет запасов углеводородов
Выполнил: студент гр. Озбу 2н12
Лепенин А.М.
Проверил: преподаватеь
Картавцева И.А.

2.

Введение
Подсчет запасов углеводородов
- это комплекс научноисследовательских работ, базирующихся на результатах обработки
и
обобщения
данных
геофизических
исследований,
геологоразведочных, опытных и промышленных эксплуатационных
работ, направленных на выявление условий залегания
углеводородов в продуктивном пласте, определение размеров и
степени изученности подсчетных объектов.
Главной задачей подсчета запасов нефти и газа является детальное
изучение особенностей строения залежи в статическом состоянии,
т.е. до начала разработки, оценка величины запасов, приведенных к
стандартным условиям, и контроль за динамикой изменения
запасов в процессе разработки.

3.

Историческая справка
Подсчеты запасов нефти и газа в России начали производиться в
конце 19 века,
но они носили случайный характер. Первый
подсчет был сделан в 1888 году А.И. Коншиным по Ильскому и
Крымскому
месторождениям
Краснодарского
края.
Совершенствованию методики подсчета запасов способствовали
исследования И.М. Губкина, Д.В. Голубятникова, А.В. Абрамовича,
М.А. Жданова, М.Ф. Мирчинка, М.М. Ивановой, Ф.А. Гришина,
Н.П. Чоловского, И.С. Гутмана, и др.

4.

Запасы и ресурсы распределяются на:
- семь категорий, объединенных в четыре группы;
- геологические и извлекаемые;
- начальные и текущие.
Факторы определяющие отнесение запасов и ресурсов к той
или иной категории или группе:
- степень подтвержденности нефтегазоносности объекта оценки;
- изученность геологического строения объекта геологогеофизическими методами;
- стадия разработки месторождения.

5.

Методы подсчета запасов нефти
Методы подсчета геологических запасов нефти:
- объемный метод;
- метод материального баланса;
- статистический метод;
Методы подсчета извлекаемых запасов нефти:
- метод аналогии;
- эмпирический метод;
- экстраполяционные методы;
- оценка КИН при режиме растворенного газа;
- гидродинамические методы;

6.

Объемный метод
Данный метод подсчета запасов является
наиболее распространенным. Он
применяется как на ранней стадии освоения нефтяного объекта, так и на протяжении
всего процесса разработки. Для его применения должны быть изучены все внешние
границы залежи, внутреннее микро- и макростроение пласта, продуктивная
характеристика, естественный режим залежи.
Геологические запасы нефти подсчитываются по формуле:

7.

Метод материального баланса
Оценка геологических запасов нефти данным методом производится при достаточно
продолжительной разработке, как правило начиная со второго этапа, т.е. когда залежь
разбурена, накоплен опыт разработки, получен необходимый для подсчета методом
материального баланса объем исходной информации.
Уравнение, позволяющее оценить начальные балансовые запасы нефти в залежи,
имеет следующий вид:

8.

Статистический метод
Данный метод может применяться для залежей с режимом
растворенного газа, применение его для залежей с более активными
природными режимами крайне неэффективно и не целесообразно.
Сущность метода заключается в изучении динамики падения дебитов
скважин и прогнозе дебитов скважин, намечаемых к бурению.
Выявленные закономерности используются для построения
фактических кривых эксплуатации с применением методов
математической статистики. Экстраполяция этих кривых до
предельного, экономически обоснованного дебита скважин позволяет
оценить геологические запасы нефти изучаемого объекта и возможно
в перспективе добычу.

9.

Метод аналогии
Метод основан на использовании при прогнозе коэффициента извлечения
нефти (КИН) по изучаемому объекту опыта разработки залежей нефти,
обладающих сходными геолого-физическими свойствами продуктивных
пластов, по которым имеется надежное обоснование этого параметра. В
качестве объектов - аналогов подбираются залежи с близкими по значению
фильтрационно-емкостными свойствами, одинаковым типом коллектора.
Объекты – аналоги должны длительное время находится в разработке,
запасы их должны быть апробированы в ГКЗ РФ. Для анализа
используется 5-10 объектов – аналогов с разной степенью подобия и
применяемыми технологиями разработки.
Данный метод широко применяется при оценке КИН на объектах
подготовленных сейсмикой для поискового бурения.

10.

Методы многофакторного статистического моделирования
Методы основаны на изучении парных корреляционных связей между КИН
и различными геолого-физическими и технологическими параметрами
залежи, отборе наиболее весомых параметров и составлении из них
уравнения, описывающего комплексное влияние отобранных параметров на
КИН. Для создания модели используются данные, полученные по объектам
находящихся долгое время в разаработке, количество объектов обычно
составляет несколько десятков.

11.

Эмпирический метод
Метод применяется, как правило, на ранних стадиях подсчета запасов
небольших по запасам месторождений.
Наибольшее распространение данного метода получила разновидность, при
которой КИН определяется следующим выражением:

12.

Экстраполяционные методы
В основу данных методов положены характеристики вытеснения –
зависимости между добычей нефти в различных модификациях координат,
построенные по фактическим данным за достаточно длительный период
разработки залежи.
С помощью характеристики вытеснения по их заключительным
прямолинейным участкам определяются остаточные извлекаемые запасы, а с
учетом добытой уже нефти получают ожидаемый КИН объекта.
Данные методы применяют при разработке объекта на водонапорном режиме.

13.

Оценка КИН при режиме растворенного газа
На основании данных аналитических, экспериментальных и
промысловых исследований нефти установлено влияние различных
физических свойств нефти на величину конечного коэффициента
извлечения. Для практического определения КИН с учетом свойств
нефти, таких как объемный коэффициент и вязкость нефти в пластовых
условиях рекомендуется следующая таблица:

14.

Гидродинамические методы
Одним из основных инструментов для обоснования КИН является геологогидродинамическое моделирование процессов разработки месторождений.
Моделирование разработки месторождений условно подразделяется на 4
взаимосвязанных этапа:
- построение геологической модели пласта по имеющейся на момент
подсчета запасов информации;
- построение гидродинамической модели пласта для описания процесса
фильтрации флюидов в пласте;
- адаптация модели по истории разработки, уточнение параметров
разработки;
- коррекция модели по мере накопления новой информации о
разрабатываемом объекте и создание постоянно действующей модели для
управления процессом разработки с целью оптимизации нефтеизвлечения.

15.

Подсчет запасов растворенного в нефти газа
Расчет при водонапорном режиме
Расчет при неводонапорном режиме
разработки:
разработки:
Геологические
запасы
газа Извлекаемые запасы газа равны:
расчитываются по формуле:
Извлекаемые запасы газа равны:

16.

Подсчет запасов свободного газа
Объемный метод
Метод подсчета по падению
пластового давления
Данный метод применяется на стадии
завершения разведочных работ и Данный метод применяется при
пробной эксплуатации.
работе залежи на газовом режиме и
на
использовании
Формула для подсчета геологических основан
зависимости
между количеством
запасов свободного газа:
газа, отбираемого из залежи и
падением пластового давления.
Метод может быть применен при
разработке
залежи
в
течение
определенного времени по графику
зависимости:

17.

Результаты подсчета запасов используются при:
разработке
программ
дальнейшей
разведки
месторождения;
- подготовке проектного документа на разработку
месторождения;
- создании проекта обустройства месторождения

18.

Термины:
Запасы – это количество углеводородов (нефть, газ,
конденсат) заключенных в открытых залежах и
подсчитанное по результатам геологоразведочных работ и
разработки.
Залежь - это любое естественное скопление нефти и газа в
одном или группе гидродинамически связанных пластов.
Ресурсы нефти и газа - это количество углеводородов
находящихся в недрах в виде скоплений нефти, газа и
конденсата доступное для оценки на основе прямых или
косвенных геологических данных.

19.

Литература:
1.Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. – М. :
Недра, 1985.
2. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих
компонентов. Справочник (под редакцией В. В. Стасенкова и
И. С. Гутмана). М. , «Недра» , 1989.
3. Жданов М. А. Нефтепромысловая геология и подсчет
запасов. – М. : Недра, 1987.
4.
Шпильман
В.
И.
Количественный
прогноз
нефтегазоносности. – М. : Недра, 1982.