Методы подсчетов запасов нефти и газа

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Ноября 2014 в 10:48, контрольная работа

Описание работы

По принятой в России методологии, для оценки начальной величины природного богатства недр газом (как и нефтью, конденсатом и сопутствующими им полезными ископаемыми) используется понятие «суммарные начальные ресурсы» (СНР), которые включают уже накопленную добычу (к моменту проведения оценки), разведанные запасы категорий A+B+C1 и предварительно оцененные запасы категории С2,
а также перспективные (категория С3) и прогнозные (категории D1 и D2) ресурсы газа, определяемые на основе геологической оценки. СНР тем достовернее, чем больше в них доля запасов и меньше доля прогнозных ресурсов, в особенности категории D2.

Содержание работы

1. Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование скопления углеводородов. Закономерности размещения нефти и газа……………………2
2. Методы подсчетов запасов нефти и газа. Объемный метод.
Метод материального баланса. Понятие о коэффициенте извлечения нефти……………………………………………………………………………….7
3. Особенности геологического строения нефтяных месторождений
в Удмуртской Республике………………………………………………………16
4. Происхождение нефти и газа, основные гипотезы…………………..21
5. Запасы и ресурсы нефти и газа. Классификация запасов
нефти и газа………………………………………………………………………28
6. Список используемой литературы…………………………………….42

Файлы: 1 файл

Нефтепромысловая геология.docx

— 87.64 Кб (Скачать файл)

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F *h н *k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F *h н *k п о *k н умножаем на плотность нефти r н.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента  
q (3), учитывающего усадку нефти. [4]

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.

Формула для подсчета начальных геологических запасов свободного газа залежи объемным методом имеет следующий вид: 
Q г. геол. = F * h г* k п * k г * q * РТ;      (4)

где, Q г. геол. - геологические запасы газа, тыс. м3;

F – площадь газоносности, тыс. м2;

h г - средневзвешенная газонасыщенная  толщина, м;

k п  – коэффициент открытой  пористости, доли ед.;

k г - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли  ед.;

РТ - произведение барического и термического коэффициентов.

РТ = [(роаo–pостaост)/pст][(Tо+tст)/(Tо+tпл)];        (5)

где, ро – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;

аo – поправка (аo=1/Zо), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро;

pост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;

aост – соответствующая pост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Zocт;

pст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа;

Tо = 273К;

tст =20°С;

tпл – средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

Объемный метод можно считать универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Основные проблемы подсчета запасов в конечном итоге сводятся к своевременному выявлению особенностей геологического строения залежи и к достоверной оценке параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.[4]

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена видом природного резервуара, характеристиками продуктивной структуры, типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия и до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, в ряде случаев приходится строить принципиально новые модели.[3]

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством углеводородов, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам углеводородов. Метод материального баланса - основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте,  
в зависимости от изменения давления при разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. [3]

Для применения метода необходимо иметь детальную информацию  
о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений:

1) о сохранении объема (массы) флюида - сумма объемов (или  масс) добытых и оставшихся в  залежи углеводородов постоянна;

2) о постоянстве объема  пор, первоначально занятых углеводородов,  
- все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются  
в пределах того объема пор, который был занят углеводород до начала эксплуатации.

Для первого случая:

    (6)

Для второго случая:

   (7)

где Q0 - балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях;

Qн - накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса;

rp, r0 - число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р0;

b0 - объемный коэффициент пластовой нефти (однофазной) на начало разработки;

b1 - объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа;

VP, V0- объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении р на дату расчета и при давлении р0;

rр -средний газовый фактор за период добычи QН объемов нефти;

δ - отношение объема пласта, содержащего газ в газовой шапке  
(в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть  
с растворенным в ней газом (в пластовых условиях);

W - количество вошедшей  в пласт воды (об. ед.) за период  падения давления от ро до р;

g1 - количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления  
от pо до р;

ω - объем закачанного в пласт газа (в пластовых условиях), м3;

W1 - объем закачанной в пласт воды, м3.

 

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.  
В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75  
(9-75 %).

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы. [6]

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон. [6]

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qизв равны произведению величин начальных геологических запасов Qгеол. и конечного коэффициента извлечения КИН: Qизв = Qгеол* КИН. Отсюда коэффициент извлечения нефти есть отношение величин извлекаемых запасов к геологическим: 
КИН = Qизв / Qгеол.          (8)

Проектный (конечный) коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных геологических запасов технологически может быть извлечена при разработке залежи (технологический КИН) или до предела экономической рентабельности (экономический КИН). 
В общем виде проектный коэффициент извлечения можно представить как: 
КИН = Квыт Кохв ,            (9)

где, Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой; 

Кохв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Под коэффициентом вытеснения Квыт понимается отношение количества нефти, вытесненного при промывке коллектора рабочим агентом (водой) к начальному количеству нефти в этом коллекторе. Оценку Квыт производят в лабораторных условиях по керну. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, после чего производится насыщение модели пласта нефтью. Под коэффициентом охвата вытеснением Кохв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На величину Кохв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.). В настоящее время нет надежных методов прямой оценки Кохв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом: Кохв = КИН / Квыт При использовании данного метода Квыт оценивается либо по лабораторным данным, либо по зависимости Квыт=f(mk/о). Величина проектного КИН может быть оценена на основе расчетов гидродинамического моделирования. Система разработки считается приемлемой, если расчетное значение Кохв>0,8. При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, также как и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные геологические запасы умножаются на проектный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот КИН используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности. Наряду с проектным КИН различают текущий коэффициент извлечения нефти, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным геологическим запасам. По мере выработки запасов величина текущего коэффициента извлечения нефти планомерно приближается к проектному КИН.[5]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Особенности геологического строения  нефтяных месторождений  
в Удмуртской Республике.

 

Удмуртская Республика размещается в северо-восточной части  
Волго-Уральской нефтеносной провинции и занимает площадь 42 тыс.км2. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП) является второй по значимости в России после Западной Сибири, поскольку дает 24% нефтедобычи в стране. Помимо территории Удмуртии, в состав провинции входят такие регионы, как Татарстан, Башкирия, Ульяновская, Самарская, Оренбургская области и Пермский край.

Региональные особенности. Удмуртская Республика по объему нефтедобычи занимает в настоящее время 14-е место среди регионов России. К региональным особенностям относятся:

- высокая степень геологической  изученности;

- преобладание трудноизвлекаемых  запасов тяжелых, высоковязких нефтей, содержащихся в небольших месторождениях  сложного строения;

- резко повышенное содержание  в составе попутного нефтяного  газа азота (от 33 до 87%), что сильно  затрудняет его утилизацию;

- близость к экономическим  центрам страны и относительно  хорошая обеспеченность объектами  инфраструктуры.

С указанными особенностями связаны более поздние в сравнении  
с соседними регионами сроки, невысокие темпы освоения ресурсов нефти,  
и относительно низкий для Европейской части страны коэффициент выработанности – 0,41. Сложные условия добычи при относительно благоприятных экономических условиях стимулировали ускоренное  
по сравнению с другими регионами внедрение прогрессивных способов добычи, в т.ч. бурение горизонтальных скважин, технологии теплового и паротеплового воздействия на залежи, закачку полимерных растворов и др..[7]

Поиск и разведка нефтяных месторождений, путь к первой промышленной нефти в Удмуртии был долгим и трудным. В 1935 году на территории республики начали проводиться геофизические исследования, а с 1939 года – структурное бурение. Первый фонтан долгожданной удмуртской нефти был получен на Вятской площади в 1955 году. В 1962 году открыты Архангельское и Киенгопское, затем Гремихинское (1964 год), Областновское (1965 год), Красногорское, Чутырское и Мишкинское (1966 год) месторождения, запасы которых позволили создать новый нефтедобывающий район в Удмуртии. В 1967 году в связи с открытием нефтяных месторождений и с целью их своевременной подготовки к промысловой разработке вышел приказ Министерства нефтянойпромышленности СССР о создании нефтепромыслового управления «Удмуртнефть». История добычи нефти началась в 1969 году с уникального для Удмуртии Архангельского месторождения, содержащего высококачественную девонскую нефть. [7]

Информация о работе Методы подсчетов запасов нефти и газа