Мулявин с.ф. проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений
53
запасовиресурсов 1983г. онирассматривалиськакосновныеполезныеископаемые.
Ктретьейгруппе
относятсяпопутныеполезныекомпоненты, присутствующиев
составеосновногополезногоископаемогоивыделяемыелишьприегопереработке. На
многихместорожденияхнефтиибитумовтакимикомпонентамимогутбытьсера (вформе
сероводородаидругихсернистыхсоединений), ванадий, титан, никельидр. Свободныйи
растворенныйгазысодержатэтан, пропан, бутан, атакжемогут
содержатьсероводород,
гелий, аргон, углекислыйгаз, иногдартуть. Вподземныхводахместорожденийнефтиигаза
могутприсутствовать, какотмечалосьвыше, йодибром, атакжесоединенияразличных
металлов, относимыекполезнымкомпонентам III группы.
Приопределениизапасовместорожденийподлежатобязательномуподсчетуиучету
запасынефти, газа, конденсатаисодержащихсявнихкомпонентов
(этана, пропана, бутанов,
серы, гелия, металлов), целесообразностьизвлечениякоторыхобоснованатехнологическими
итехнико—экономическимирасчетами. Подсчетиучетзапасовполезныхископаемыхи
компонентов, имеющихпромышленноезначение, производятсяпокаждойзалежираздельно
иместорождениювцеломпоналичиюихвнедрахбезучетапотерьприразработке
месторождений.
Прогнозныересурсыоцениваютсяраздельно
понефти, газуиконденсату, атакжепо
содержащимсявнихкомпонентам.
Подсчет, учетиоценказапасовиперспективныхресурсовиоценкапрогнозных
ресурсовпроизводятсяприусловиях, приведенныхкстандартным (0,1 МПапри 20 °С).
Запасынефти, газа, конденсатаисодержащихсявнихкомпонентов, имеющих
промышленноезначение, постепениизученностиподразделяютсянаразведанные
(промышленные) категорииА, В, C1 инедоразведанные (предварительнооцененные) —
категорияС2.
Ресурсыэтихжеполезныхископаемыхисодержащихсявнихкомпонентовпостепени
ихизученностииобоснованностиподразделяютсянаперспективные— категорияС3 и
прогнозные—категорииД1 иД2.
Такимобразом, А, В, С1 – промышленныезапасынефтиигаза.
Запасынефти/газа
категорииА — этозапасызалежииличастизалежи, разбуренныеи
изученныеэксплуатационнойсеткойскважинвсоответствииспроектомразработки.
Запасынефти/газакатегорииВ – этозапасызалежииличастизалежи, разбуренныеи
изученныеэксплуатационнойсеткескважинсогласнотехнологическойсхемеразработки.
Запасынефти/газакатегорииС1 — этозапасызалежииличасти
залежи,
нефтегазоносностькоторойустановленапорезультатамиспытанияпластавколоннеи
полученпромышленныйпритокнефти (газа), атакжечастьзалежи, примыкающаякзапасам
категорииВ, нарасстояниинеболее 1кмотлиниизапасовкатегорииВ.
Притокявляетсяпромышленным, если qн≥ 2 м
3
/сут, qг≥ 5000 м
3
/сут.Непутатьс
рентабельнымдебитом, величинакоторогоможетсоставлять 20т/сутиболее.
Запасынефти/газакатегорииС2 – этонедоразведанныезапасызалежииличасти
залежи, выявленныеповторичнымпризнакам:
1.
отобраннефтенасыщенныйкернизпласта;
2.
выделенын/нилиг/нинтервалыпоГИС;
§
47
Коэффициентпесчанистости – отношениесуммарнойэффективнойтолщинывсех
проницаемыхпропластков h
i
эф
вовсехскважинахкобщейсуммарнойтолщинепластавэтих
жескважинах
i
ш
эф
песч
H
h
К
;
)(_3,0
)(_6,0
плохофакторятныйнеблагоприК
хорошофакторныйблагоприятК
п
п
Коэффициентрасчлененности — отношениечислапроницаемыхпрослоев h
i
продуктивногопласта, суммируемогоповсемскважинам, кобщемучислускважин
N
n
К
i
р
;
)(_3
)(_5
хорошофакторныйблагоприятК
плохофакторятныйнеблагоприК
р
р
.
Коэффициентанизотропиипласта – (отгреч. anisos – неравный, tropos – направление)
– æ =
К
К
z
. Анизотропия – различиесвойствколлектораввертикальномигоризонтальном
направлениях.
Коэффициентмакронеоднородностиотношениечислапроницаемыхпрослоев n
i
продуктивногопласта, суммируемогоповсемскважинам, кобщейсуммарнойэффективной
толщинепропластковвэтихжескважинах:
эфiм
hnК
.
1/К
м
— средняятолщинанефтенасыщенногопропласткавпласте.
ЕслиК
м
≤ 0.5, значит 1/К
м
> 2м, этоблагоприятныйфактор (хорошо),
ЕслиК
м
≥ 1.0, значит 1/К
м
< 1м, этонеблагоприятныйфактор (плохо).
Пример 1: Рассчитайтедебитнефтяной (водяной) скважиныпоуравнениюДюпюи.
PK
SrRb
РРh
q
прод
kнн
забпл
ж
75.0)/ln(
2
,
гдеК — проницаемость, 1 мД = 10
-15
м
2
,
h – эффективнаян/нтолщинапласта, м,
Р
пл
– пластовоедавление, 1 атм = 10
5
Па,
Р
заб
– забойноедавление, 1 атм. = 10
5
Па,
Δр – депрессиянапласт, 1 атм. = 10
5
Па.
Δр = 10-40 атм. дляШГН, Δр = 60-100 атм. дляЭЦН, ∆р = 3-5 атм. длягазовойскважины.
R – радиусконтурадренирования, м. Изменяетсявдиапазоне 100-1000мисоответствуетплотностисетки
скважин.
r
c
– радиусскважины, принимаетсяравным 0,1 м,
μ
н
– вязкостьнефти – 1 сПз = 10
-3
Па·с,
S – скинфактор (от -5 до 20) параметрописывающийсостояние (степеньзагрязнения)призабойнойзоны
пласта (ПЗП);
S=0–идеальнаяПЗП,
S<0–ПЗПочищенаилиулучшена (послеосвоенияскважин, ГРПилиОПЗ),
S>0–ПЗПзагрязнена (послевскрытияилиглушения).
b
н
= 1 0,00305*Гф, объемныйкоэффициентнефти.
§
33
§5. Моделипластовипроцессоввытеснениянефтиигаза
Модельпласта – этосистемаколичественныхпредставленийогеолого—физических
свойствахпласта, атакженасыщающихегофлюидов, используемаяврасчетахразработки
нефтяногоместорождения.
Моделипластовсизвестнойстепеньюусловностиподразделяютна
детерминированные, вероятностно—статистическиеифизические.
Детерминированныемодели — этотакиемодели, вкоторыхстремятсякакможно
точнеевоспроизвестифактическоестроениеисвойствапластов. Другимисловами,
детерминированнаямодельпредполагаетналичиепричинно—следственнойсвязисобытий, и
привсеболеедетальномучетеособенностейпластадолжнастатьпохожейна «фотографию»
пласта. Практическоеприменениедетерминированныхмоделейпластовсталовозможным
благодаряширокомуразвитиюбыстродействующей
вычислительнойтехникии
соответствующихматематическихметодов.
Наиболееприменимыследующиемодели:
Шлюмберже (Schlumberger): Petrel- 3D
геологическоемоделирование, Eclipse -3D гидродинамическоемоделирование.
ROXAR
(Норвегия): IRAP RMS — 3Дгеологическоемоделирование, TMP MORE -3D
гидродинамическоемоделирование.
TimeZYX (Россия): 3D геолого— гидродинамическоемоделирование. DV (ЦГЭ —
Россия) – 3D геологическоемоделирование.
Вероятностно—статистическиемоделиставятвсоответствиереальномупласту
некоторыйгипотетическийпласт, имеющийтакиежевероятностно—статистические
характеристики, чтоиреальный.
Идеальныйгрунт — этомодельпористойсреды, поровыеканалыкоторой
представленыввидетонкихцилиндрическихтрубокодинаковогодиаметраспараллельными
осями (штабельтрубоктока).
Фиктивныйгрунт (модельШлихтера) — этомодельпористойсреды, поровыеканалы
которойпредставленывпустотахмеждушариководинаковогоразмера.
Фильтрация – движениежидкостей, газовиихсмесейчерезтвердыетела,
содержащиесвязанныемеждусобойпоры, трещиныи/иликаверны.
Определениефизическиххарактеристикпласта
Дляопределенияразличныхфизическиххарактеристикпластапримоделировании
пользуютсяконтинуальнымподходом.Притакомподходереальнаяпористаясреда
разбиваетсянанесколькофиктивныхконтинуумовирассматриваетсяодинизних. Для
каждойточкивыделенногоэлементаможноопределитькакпеременные, такипараметры,
§
30
изпластовойнефти, газаиводы; такжемогутучитыватьсяналичиерастворенноговнефти
газаипаровнефтивгазовойфазе.
Вболеесложнойкомпозиционноймоделифлюидовгазинефтьпредставляютсобой
смесьуглеводородов, представляющийсобойкомпонентныйсоставнефтиигаза (см.гл.3):
ПластовыйГаз = α
1
СН
4
α
2
С
2
Н
6
… α
5
С
5
Н
12
… α
N
N
2
α
N 1
CO
2
α
N 2
SH
4
….
ПластоваяНефть = β
1
СН
4
β
2
С
2
Н
6
…… β
5
С
5
Н
12
… β
N
N
2
β
N 1
CO
2
β
N 2
SH
4
….….
Симулятор ECLIPSE Compositional используетсявслучаях, когдасоставуглеводородовизменяетсяв
зависимостиоттемпературыидавления, чтопроисходитвглубокихпродуктивныхпластахсосложной
геологическойструктурой, иликогдауглеводородыпредставляютсобойконденсатилилетучуюнефть.
Eclipse Compositional (E300) – n-компонентная, композиционнаямодель, использующаякубическое
уравнениесостояния, коэффициентыК, зависящиеотдавления, иописаниефлюидовпотипу
моделичерной
нелетучейнефти. Симулятор ECLIPSE Compositional используетнесколькоУравненийСостояния,
построенныхнаосновеобобщенногоуравненияМартина. ИспользуютсяуравнениясостоянияРидлих—Квонг,
Соавье—Ридлих—Квонг, Соавье—Ридлих—Квонг 3-хпараметрическое, Пенг—Робинсон, Пенг—Робинсон 3-х
параметрическое, Шмидт—ВенцельиЗудкевич—Иоффе. Возможноизменениеразличныхпараметровв
уравнениисостояния.
Нефтянымилигазовымместорождениемназываетсяскоплениеуглеводородовв
земнойкоре, приуроченныекструктурам, находящимсяоколоодногоитогоже
географическогопункта.
Поначальномуфазовомусостояниюисоставуосновныхуглеводородныхсоединений
внедрахзалежиподразделяютсянаоднофазныеидвухфазные.
О
днофазнымизалежамявляются (рис.4.2):
—
нефтяныезалежи, приуроченныепластам—коллекторам, содержащиминефть,
насыщеннуювразличнойстепенигазом (4.2.а);
—
газовые, приуроченныекпластам—коллекторам, содержащимигаз (4.2.г).
—
газоконденсатныезалежи, приуроченныекпластам—коллекторам,
содержащимигазсуглеводороднымконденсатом (4.2.г).
Д
вухфазнымзалежамоявляютсязалежи, приуроченныекпластам—коллекторам,
содержащиминефтьсраствореннымгазомисвободныйгазнаднефтью (нефтянаязалежьс
газовойшапкойилигазоваязалежьснефтянойоторочкой, рис.4.1). Вотдельныхслучаях
свободныйгазтакихзалежейможетсодержатьуглеводородныйконденсат. Двухфазные
залежиклассифицируютсяпоотношениюобъеманефтенасыщеннойчастизалежикобъему
всейдвухфазныезалежи(V) иподразделяютсянаследующиевиды:
—
нефтяныесгазовойилигазоконденсатнойшапкой (V > 0,75);
—
газонефтяныеилигазоконденсатнонефтяные (0,50 < V < 0, 75);
—
нефтегазовыеилинефтегазоконденсатные (0,25 < V <0,50);
—
газовыеилигазоконденсатныеснефтянойоторочкой (V < 0, 25).
Взависимостиоттого, какиезапасыпревалируют, основнымэксплуатационным
объектомвдвухфазныхзалежахсчитаетсягазонасыщеннаяилинефтенасыщеннаячасть.
ПоновойклассификацииГКЗ:
§
19
ВзависимостиотРи t влагосодержаниепономограммеможетизменятьсяот 0.01 до 800
кг/1000м
3
. Дляаналитических (точных) расчетоввлагосодержанияиспользуетсяформула:
W = A/P B = 12.39/P 0.855 [г/м3]
гдеА — коэффициент, равныйвлагосодержаниюидеальногогаза;
Р — заданноедавление, кгс/см
2
;
В — коэффициент, зависящийотсоставагаза.
Или W = 1.239/P 0.855 [г/м3], еслиР — МПа.
Правкунаминерализациюводыможноопределитьпоформуле:
Gs = -0.000129*C
2
— 0.006184*C 1, гдеС—минерализация, г/м3.0< Gs=<1
Дляпредотвращениягидратообразованияиспользуюттакиевеществакакметанол,
диэтиленгрикольидр. Более 90 % метанола, потребляемоговгазовойотрасли, приходится
наингибированиесистемдобычисбораиподготовкигаза. Всистемедобычигазаметанол
расходуетсянаингибированиескважин, шлейфовиустановоккомплекснойподготовкигаза
(УКПГ).
Расчетнаязависимостьдля
определенияудельногорасходаметанола, вводимогов
потокгазадляпредупреждениягидратообразованияна «защищаемом» участке, имеетвид:
G = (W · С
2
)/(С
1
— С
2
) [(100 — С
2
)/(С
1
— С
2
)](q
г1
— q
г2
q
k1
— q
к2
), (2)
гдеW — количествосодержащейсявгазе (иликонденсате) жидкойводы, кг/1000м
3
;
С
2
— минимальнонеобходимаяконцентрацияметанолавводнойфазе, требуемаядля
предотвращениягидратообразованиявзащищаемойточке , % мас.;
С
1
— концентрациязакачиваемоговгазметанола (обычно 90…95 % мас.);
q
г1
— количествометанола, содержащеесявпоступающемгазе, кг/1000 м
3
,
q
г2
— количествометанола, растворяющеесявгазовойфазеприегоконцентрациивводном
раствореС
2
, кг/1000 м
3
;
q
k1
— количествометанола, содержащеесявпоступающемсгазомуглеводородном
конденсате, кг/1000 м ;
q
к2
— количествометанола, растворяющеесявуглеводородномконденсатеприконцентрации
водометанольногораствораС
2
, кг/1000 м
3
.
Приминерализацииводысвыше 30 — 40 мг/лнеобходимоучитыватьснижение
температурыгидратообразования, обусловленноеприсутствиемрастворенныхвводесолей.
Зависимостьснижениятемпературыобразованиягидратовотминерализацииприразличном
содержанииметанолавпластовойводепредставленанарис.3.9.
Температурагидратообразованиявобщемслучаезависитотдавления
t
гидр
= f(P) (4)
иопределяетсядлякаждогоместорожденияиндивидуально. Требуемоеснижение
температурыгидратообразования (t) определяетсяпоформуле
t = t
гидр
— t
газа
, (5)
гдеt
газа
— температурагазавконце «защищаемого» участка.
Значениеконцентрацииметанолавводномрастворе, обеспечивающейзаданное
снижениетемпературы, определяетсяпопреобразованнойформулеГаммершмидта, %мас.:
С
2
= 100 [(32 t)/(32t 1295), (6)
где 32 — молекулярнаямассаметанола; 1295 — константаГаммершмидта.
§
9
Табл. 3.2. Составприродныхгазовгазовыхигазоконденсатныхместорожденийипопутногогаза
нефтяныхместорождений
Составгаза (пообъему), %
Месторо—
ждение
МетанСН
4
Этан
С
2
Н
6
ПропанС
3
Н
8
БутанС
4
Н
10
Пентан
С
5
Н
12
высши
е
Двуокись
углеродаСО
2
Азот N2 Ne
Сероводород
H
2
S
Относит
ельная
плотно
стьпо
воздух
у (при
20°С)
Удельная
теплота
сгорания
(при
20°С,
кДж/м
3
)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Газовыезалежи (сухойсеноманскийгаз)
Уренгойское: 98,8 0,07 — — 0,01 0,29 0,80 — 0,561 33080
Ямбургское: 98,6 0,07 0,19 1,12 — 0,562 33080
Медвежье: 99,2 0,12 — — 0,01 0,01 0,60 — 0,558 33200
Бованенковское: 99,0 0,028 0,007 0,003 — 0,063 0,855Следы 0,560 33080
Заполярное98,4 0,07 0,01 — 0,01 0,20 1,30 — 0,562 32900
Вынгапуровское 95,1 0,32 — — — 0,19 4,30 — 0,575 31950
Мессояхское 97,6 0,10 0,03 0,01 0,01 0,06 1,60 — 0,568 32100
Газоконденсатныезалежи
Вуктыльское 81,808,80 2,8 0,94 0,30 0,30 5,10 — 0,670 36500
Вуктыльское 74,807,70 3,90 1,80 6,40 0,10 4,30 0,882 —
Оренбургское 84,00 5,00 1,60 0,70 1,80 0,50 3,50 0,680 —
Ямбургское 89,674,39 1,64 0,74 2,36 0,94 0,26 0,713 —
Уренгойское 88,285,29 2,42 1,00 2,52 0,01 0,48 0,707 —
Газнефтяныхместорождений (попутныйгаз)
Бавлинское 35,0 20,70 19,9 9,8 5,8 0,40 8,40 1,181 —
Ромашкинское 38,3 19,10 17,8 8,0 6,8 1,50 8,00 1,125 —
Самотлорское 53,4 7,20 15,1 8,3 6,3 0,10 9,60 1,010 —
Узеньское 50,2 20,20 16,8 7,7 3,0 — 2,30 1,010 —
Физическиесвойствагаза
Молекулярнаямасса – массаатомовобозначаетсябуквойМ. Например: М
метана
=
16,043, М
этана
= 28,054, М
пентана
(легкаянефть) = 72,151 (табл.3.3). Дляреальныхгазовобычно
М = 16-35.
Плотностьгазавстандартныхусловиях – отношениемолекулярноймассыгазакего
мольномуобъему: ст= М/Vm = М/22.41, кг/м
3
. Плотностьприродныхгазовизменяетсяв
пределах 0,5-2,0 кг/м
3
.
Дляпримераприведемплотностьнекоторыхгазов: ρ
возд
(20
0
С)= 1,293 кг/м
3
, ρ
СН4
=
0,733 кг/м
3
, ρ
С2Н6
= 1,252 кг/м
3
. Относительнаяплотностьгазаповоздуху: ρ
g.отн
= ρ
g/
ρ
воздух
.
Длячегонуженэтотпараметр? Чтобызнатьбудетгазулетатьилискапливатьсяназемлепри
авариигазопровода.
Классификациягазапоотносительнойплотности:
свободныйгаз (сеноманский) – 0.5-0.55, этосухойгаз;
газгазовойшапкиилигазоконденсатнойзалежи – 0.6-0.7, этосмесьсухогогазаи
конденсата;
растворенныйгаз – 0.7-1.3, этосмесьсухогогаза, сжиженногогазаигазового
бензина;
газогидратный – 900-1100 кг/м
3
; этосоединениегазасводойвтвердомвиде.
Ооо «чнз-привод», инн 5911044019
Контактная информация:
Индекс: 618400
Адрес:ПЕРМСКИЙ КРАЙ,Г БЕРЕЗНИКИ,УЛ ПЯТИЛЕТКИ 118
GPS координаты: 59.395126343,56.84784317
Юридический адрес:614055, ПЕРМСКИЙ КРАЙ, ГОРОД ПЕРМЬ, УЛИЦА ПРОМЫШЛЕННАЯ, ДОМ 125, ОФИС 208, ПОМЕЩЕНИЕ 20
Телефон: 7 (912) 465-63-36
E-mail:
Сайт:
Реквизиты компании:
Виды деятельности:
Учредители:
Регистрация в Пенсионном фонде Российской Федерации:
Регистрация в Фонде социального страхования Российской Федерации:
Сведения о доходах и расходах по данным ФНС от 21.01.2022 по ИНН 5911044019:
Сведения об уплаченных суммах налогов и сборов по данным ФНС от 21.01.2022 по ИНН 5911044019:
Сообщения на Федресурсе:
Госзакупки по 44-ФЗ не найдены
Госзакупки по 223-ФЗ не найдены
Ооо "чнз" — воронеж — директор додуева юлия викторовна
Согласно данным ЕГРЮЛ, компания ООО «ЧНЗ» — или ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «УК ЧЕРНОЗЕМЬЕ» — зарегистрирована 24 мая 2022 года по адресу 394050, Воронежская область, г. Воронеж, ул. Федора Тютчева, д. 99, кв. 87. Налоговый орган — межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы №12 по Воронежской области.
Реквизиты юридического лица — ОГРН 1193668021018, ИНН 3661173008, КПП 366101001. Регистрационный номер в ПФР — 046031025504, регистрационный номер в ФСС — 364140761836021. Организационно-правовой формой является «Общества с ограниченной ответственностью», а формой собственности — «Частная собственность». Уставный капитал составляет 10 тыс. руб.
Основным видом деятельности компании ООО «ЧНЗ» является «Управление эксплуатацией нежилого фонда за вознаграждение или на договорной основе». Компания также зарегистрирована в таких категориях ОКВЭД как «Строительство жилых и нежилых зданий», «Деятельность по чистке и уборке жилых зданий и нежилых помещений прочая», «Строительство коммунальных объектов для обеспечения электроэнергией и телекоммуникациями», «Работы каменные и кирпичные», «Работы гидроизоляционные» и других.
Директор — Додуева Юлия Викторовна. Учредитель — Додуева Светлана Махмутовна.
На 2 апреля 2022 года юридическое лицо является действующим.
Сопоставить кл-ю запасов и ресурсов новую и предыдущую. определение нср.
Термин НСР (начальные суммарные ресурсы) рассматривается в качестве общей оценки ресурсов нефтегазоносного бассейна (провинции) или его участков и комплексов, объединяющий накопленную добычу, разведанные и предварительно оцененные запасы, перспективные и прогнозные ресурсы.
14. Связь запасов и ресурсов с этапностью и стадийностью ГРР. 3 этапа, осн задачи, решаемые на каждом из них. На каком C3(D0) переводятся в С1 и С2?
3 этапа:
— региональный
Стадии:
o прогноз нефтегазоносности
o оценка зон нефтегазонакопления
— поисковый
Стадии:
o выявления и подготовки объектов (2D сейсморазведка площадным способом)
o заканчивания подготовки паспортов ловушек и оценки ресурсов C3, D1л
o поиска м-й
— разведочный
Стадии:
o оценки м-й
o подг м-й к разработке
Задачи:
— регионального этапа — оценка ресурсов D1, D2, возможно C3, D1л.
— поискового — С3 и D1л переводятся в С1, С2
— разведочного — ПЗ по категориям С1, С2
15. Региональный этап ГРР. Какие работы выполняются на этом этапе, какие ресурсы оцениваются?
Задача: изучение основных закономерностей геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности и определение первоочередных районов постановки поисковых работ.
Стадии: 1. Прогноз нефтегазоносности. 2. Оценка зон нефтегазонакопления.Выполняется оценка ресурсов по категориям D1,D2, возможно С3.
16. Поисковый этап ГРР. Какие работы выполняются на этом этапе? Какие задачи включает этот этап, какие задачи решает каждая из стадий?
Задачи: выявить и подготовить объекты (подготовка паспортов ловушек и оценка ресурсов С3), поиск месторождений (получение промышленного притока нефти или газа, в этом случае составляется проект разведки и производится оценка запасов).
Ресурсы категории С3 переводятся в категории С1 и С2.
В случае отрицательного результата бурения ресурсы С3 могут списываться или уточняться и переоцениваться.
17. Разведочный этап ГРР. Какие работы выполняются на этом этапе? Чем заканчивается этот этап?
Цель: подготовка объекта (залежи, месторождения) к разработке.
Стадии: стадия оценки м-й (залежей), стадия подготовки м-й (залежей).
Стадия оценки м-й (залежей).
Цель: предварительная геометризация залежей и оценка запасов по категории С1, С2, определение промышленной значимости месторождения.
Cтадия подготовки м-й (залежей).
Объектами являются месторождения (залежи) имеющие промышленное значение.
Этапзаканчиваетсяподготовкой месторождения (залежи) к разработке. Подсчет запасов по категориям С1, С2.
18. Методы подсчёта запасов нефти и газа. Принципиальные отличия методов подсчёта. Применимость методов подсчёта на разных стадиях разведки и разработки м-й.
3 метода ПЗ нефти:
— объёмный
— метод мат баланса
— статистический
2 метода ПЗ газа:
— объёмный
— падения давления
19. Объёмный метод ПЗ. Суть метода. Формула ПЗ нефти объёмным методом. Описание параметров и их единиц измерения.
20. Понятие ВНК. Что такое внутр и внешний ВНК? Что такое ВНЗ, ЧНЗ, чем отличаются и какими границами контролируются? Какие зоны выделяются для пластово-сводовой залежи и массивной.
Водонефтяной контакт (ВНК) – граничная поверхность в переходной зоне нефтяной залежи, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю, т.е. выше которой из пласта получают приток нефти с водой. В случае, когда ВНК не вскрыт скважинами, для подсчета запасов может проводиться уровень подсчета (условная граница) по наиболее низкой установленной отметке подошвы нефтенасыщенного пласта-коллектора Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности, с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности. Водонефтяная зона (ВНЗ) – часть пласта, которая даёт приток нефти с водой. На горизонтальной проекции залежи ВНЗ – это зона ограниченная внешним и внутренним контуром ВНК. Чисто нефтяная зона – часть пласта, содержащая в себе чистую нефть, без воды. На горизонтальной проекции ограничивается внутренним контуром ВНК. Для пластово-сводовой залежи выделяются обе зоны, а для массивной – только ЧНЗ.
Понятие ВНК. Отличие внутреннего и внешнего контура ВНК. Особенности проведения контуров для залежей с литологическим замещением и стратиграфическим выклиниванием. Возможно ли пересечение внутреннего и внешнего ВНК.
§
В ЧНЗ эфф н-нас толщины = эфф толщинам. Hэф.н опр-ся по данным ГИС.
25. Формула объёмного метода ПЗ нефти. Что такое Кн, как опр-ся, в каких ед изм-ся?
Опред-ся по ГИС и керну. По Кв: Кн = 1- Кв
26. Формула объёмного метода ПЗ нефти. Что такое откр пористость, как опр-ся, в каких ед изм-ся?
Коэффициент пористости численно равен отношению объёма пор к общему объёму породы и выражается в долях единиц. По ГИС и керну.
27. Формула объёмного метода ПЗ нефти. Что такое пересчётный коэф-т и плотность нефти. Методы их опр-я. Что такое ст усл?
Ст усл: 200С, 1 атм.
28. Порядок выполнения работ по ПЗ объёмным методом, осн этапы выполнения работ по ПЗ.
— выполнение детальной корреляции разреза скважин;
— построение карты кровли и подошвы оцениваемого объекта;
— выделение коллекторов и определение параметра пласта, его насыщения, выделение эфф и эфф н-нас-х толщин, определение отметок ВНК, обоснование параметров подсчета;
— построение модели залежи и подсчёт балансовых запасов, обоснование границ категорий запасов и составление подсчётного плана.
29. Формула объёмного метода ПЗ газа. Параметры, входящие в формулу подсчёта.
30. Понятие ГНК и ГВК. Что такое внутр и внешний контур ГВК? Что такое ЧГЗ, ГНЗ, чем они отличаются?
31. Формула объёмного метода ПЗ газа. Состав УВ газа. Кг, его отличия от Кн.
32. Формула объёмного метода ПЗ газа. Определение и формула коэф-та сжим-ти газа. Формула поправки на сжим-ть УВ газа, методы её опр-я. Барический коэф-т в формуле объёмного метода ПЗ.
Коэф-т сжим-ти: Z=Vp/Vu. Лаб иссл: Z=PV/RT. Опр-ся по палетке по приведённым псевдокритическим давлению и тем-ре.
Барический коэф-т.
Рост – среднее остаточное абсолютное давление при снижении давления на устье скважины до 1 атмосферы.
33. Формула объёмного метода ПЗ газа. Температурный коэф-т. Рассчитать температурный коэф-т при Tпл=1000С.
34. Формула объёмного метода ПЗ газа. Понятие о коэф-те извл газа.
ед
35. Метод ПЗ газа по падению давления. Формула подсчёта и её параметры. Отличие изменений давления при газовом и упруговодонапорном режиме (показать графически).
36. ПЗ газа, р-го в нефти. Понятие ГФ. Как опр-ся? В каких ед изм-ся? Формула ПЗ р-го газа для упруговодонапорного режима.
Для упруговодонапорного:
, где r0 — ГФ, м3/т; Qр.г. — нач извл запасы р-го газа, м3; Qн — запасы нефти, тонны.
37. Формула объёмного метода ПЗ газа. ПЗ конденсата. Что такое конденсат, формула ПЗ конденсата.
Потенциальное конденсатосодержание
П = К L, где К — сод С5 и выше в сыром конденсате, L -отсепарированном из расчёта на 1 м3 пл газа.
Балансовые запасы
Qк=Qг*П
КИК = (П-qПпл)*П
С5
СnH2n 2
38. Объёмная формула ПЗ газа. ПЗ компонент газа — этана, пропана, бутана, ПЗ серы и гелия.
Qкомп =Qг/Пкомп, где Пкомп — сод этана, пропана, бутана в газе, г/м3
Содержание серы равно содержанию сероводорода * 0,94.
§
Уравнение мат баланса:
Qн = Qu Qн.ост. = const
Ур мат баланса по количеству р-го газа:
R0 = Ru Rост = const
Режимы работы залежи:
— упругий
— водонапорный
— упруговодонапорный
— р-го газа
— газовой шапки
— гравитационный
Cтат метод ПЗ нефти и газа, суть метода, зависимости каких параметров разработки залежей применяют в стат методах. Какие условия применения стат методов. Дать одну из формул стат методов оценки запасов.
Этот метод основывается на изучении статистических сведений о добыче нефти за прошлые годы и построения соответствующих кривых, характеризующих закономерность изменения дебита в зависимости от тех или иных факторов. Характер этих закономерностей прослеживается при изучении статистических сведений о добыче нефти.
41. Формула ПЗ нефти объёмным методом. ПЗ УВ в сложных геологических условиях.
Сложные геологические условия:
— Сложнопостроенные коллектора
— Газонефтяные и нефтегазовые залежи
— Наклонный ВНК
— Нетрадиционные коллекторы, высоковязкие нефти
Сложнопостроенные коллекторы могут быть приурочены к карбонатным и терригенным породам. Для карбонатных коллекторов характерна вторичная пустотность. Эффективная емкость таких коллекторов может быть представлена или только системой трещин, или трещинами в сочетании с пустотами, образовавшимися в результате процессов выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации известняков. При подсчете запасов таких коллекторов необходимо учитывать коэффициенты трещиноватости и эффективной пустотности.
Двухфазное состояние залежей значительно усложняет не только процесс разведки и разработки, но и подсчет запасов нефти и свободного газа. В газонефтяных залежах необходимы дополнительные исследования по обоснованию положения ГНК, кондиционных пределов отдельно для нефтяной и газовой частей залежи, поскольку газ обладает большей проникающей способностью, чем нефть. Значительно усложняется и процесс геометризации пластовых сводовых залежей с нефтяной оторочкой. Определение отметок ГНК в пластовых пересечениях производится по данным опробования, ГИС и ГДК исследований на кабеле.
Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин по данным ГИС производится в соответствии с установленными кондиционными пределами параметров продуктивных пластов и граничными значениями параметров, отделяющими ВПК и НПК. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте (газо) насыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов.
Формула подсчета запасов нефти объемным методом. Понятие извлекаемых запасов нефти. Определение коэффициента извлечения нефти. Понятие коэффициента вытеснения и коэффициента охвата, методы их определения.
Начальные извлекаемые запасы нефти залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.
При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей,, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами.
Методы:
1. Определение коэффициента извлечения нефти по вновь открытым залежам и на стадии оценки месторождений (залежей) по многомерным статистическим моделям
Этот метод основан на использовании результатов большого числа длительно разрабатываемых залежей, по которым величина конечного коэффициента извлечения установлена достаточно уверенно. Конечный коэффициент извлечения по каждой залежи получают с учетом добычи накопленной и ожидаемой за оставшийся период разработки.
2. Определение коэффициента извлечения нефти при подсчете запасов залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей
2.1. Покоэффициентный метод
η – КИН
Квт – коэффициент вытеснения;
Кз – коэффициент заводнения;
Кохв – коэффициент охвата.
Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100 %. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента
Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99 %).
Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасьгщенному объему этого пласта.
2.2. Гидродинамические методы
Методику расчета технико-экономических показателей и в том числе коэффициента извлечения нефти гидродинамическими методами строят на блочном, или модульном, принципе. Эти модули упрощают модели процесса извлечения нефти.
43. Оценка прогнозных ресурсов категорий D1D2. Объекты оценки в плане и разрезе. Нефтегеологическое районирование. Какие факторы определяют районирование. Что такое нефтегазоносный комплекс. Какие НГК выделяются в Западной Сибири при оценке ресурсов.
Категория D1 – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;
Категория D2 – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.
D1D2 Охватывают в пределах структур I порядка с неустановленной нефтегазоносностью:
1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению;
2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным;
3) территории с предполагаемыми ловушками
D2 Охватывают территории с нефтегазоносными комплексами, погруженными значительно ниже глубин, достигнутых бурением, или нефтегазоперспективными комплексами, продуктивность которых еще не доказана
Нефтегеологическое районирование это разбиение территории на отдельные части по степени сходства геологического строения и развития, а также состава слагающих их осадочных формаций.
При районировании учитывают следующие факторы:
— тектоническое строение территории, современный структурный план;
— литолого-стратиграфическую характеристику разреза, палеофациальные условия;
— геохимические условия, фазовое состояние углеводородов, результаты определении нефтегазоматеринских пород.
Нефтегазогеологическое районирование контролируют геоструктурные элементы: Провинция – область – район – зоны нефтенакопления – ловушки и отдельные скопления УВ
Нефтегазоносный комплекс — это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу. Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
В Западной Сибири выделены следующие нефтегазоносные комплексы (снизу вверх)
1. Доюрский (Палеозойский)
2. Нижнеюрский
3. Среднеюрский
4. Верхнеюрский
5. Баженовский ( Абалакский)
6. Клиноформный неокомский
7. Неосложненный неокомский
8. Аптский Альбский Сеноманский
44. Оценка прогнозных ресурсов D1D2. Методология прогноза и её этапы. Что такое эталонный участок?
Категория D1 – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;
Категория D2 – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.
Методология прогноза реализуется за счет выполнения следующих обязательных этапов:
— выделение эталонов;
— определение на эталонах геолого-геофизических параметров и основной изучаемой характеристики;
— разработка процедур позволяющих переносить прогнозируемую характеристику с одного участка на другой, используя известные геолого-геофизические параметры;
— доказательства существования разработанных процедур на основе статистического анализа;
— выделение объектов оценки, получение по ним необходимых параметров;
— использование выбранных процедур для количественной оценки прогнозируемого параметра.
Эталонным считается участок, изученный глубоким бурением в пределах нефтегазоносных области, района или зоны. Оценочные участки по геологическому строению и предполагаемым условиям нефтегазонакопления и нефтегазообразования должны быть подобны эталонным участкам. Они охватывают на прогнозной территории тектонические сооружения того же ранга и знака, что и эталонные участки на разведанной территории, и тот же горизонт (комплекс).
Qэ, Qр – ресурсы эталонного и подсчетного участка;
Sэ, Sр – площади эталонного и подсчетного участка;
qэ – плотность ресурсов на эталонном участке на единицу площади;
Кан – коэффициент аналогии.
В зависимости от степени изученности оценочных участков ряд этих параметров может быть определен по данным бурения отдельных параметрических скважин и региональных геофизических исследований. Тем самым создаются объективные предпосылки для сравнения эталонных и оценочных участков.
45.Оценка прогнозных ресурсов D1D2. Модель образования скоплений УВ из первичного ОВ. Что определяют параметры: доля сапропелевой органики (Д), отношение пристан/фитан. При каких условиях начинается стадия катагенеза нефти. Какова связь скорости образования нефти с температурой?
Категория D1 – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;
Категория D2 – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.
Количественная оценка прогнозных ресурсов основывается на качественной оценке, в процессе которой на прогнозной территории по каждому продуктивному горизонту или нефтегазоперспективному комплексу намечены границы их распространения и определены перспективы этих земель в отношении нефтегазоносности Практически все методы оценки прогнозных ресурсов на этой стадии основываются на сравнительной геологической аналогии. Любая математическая модель и ее параметры должны быть установлены на хорошо изученных эталонных участках. Проверены на таких же участках, не вовлеченных в анализ для последующего контроля, а затем перенесены на неизученные оценочные участки для оценки на них прогнозных ресурсов.
Независимо от того, каким методом предполагается оценивать прогнозные ресурсы, в сравнительной геологической аналогии первостепенная роль отводится обоснованию выделения эталонных участков на хорошо изученной территории и оценочных участков (объектов) на прогнозной территории. При этом прогнозные ресурсы территории будут представлять собой интегральную оценку ресурсов но оценочным участкам, выделяемым в ее пределах.
Эталонным считается участок, изученный глубоким бурением в пределах нефтегазоносных области, района или зоны. Эталонные участки выделяются
Модель образования скоплений углеводородов из первичного органического вещества:
Qп.г. – первично сгенерированная микронефть; Кэм – коэффициент определяющий долю микронефти поступившей из нефтематеринской породы в породу коллектор; Км – коэффициент определяет долю нефти прошедшей путь от места начального поступления в коллектор до места аккумуляции в ловушке.
Д – доля сапропелевой органики в ОВ, определяющая мористость отложений.
Ф – отношение пристан/фитан в ОВ, которое определяет скорость погружения осадков до глубины ~300 м.
Формула прогноза первично сгенерированной нефти:
Катагенез нефти: тяжёлая или незрелая нефть (2 км, 65,5ºС), нефтяное окно (3 км, 93,3 ºС), лёгкая или зрелая нефть (4 км, 121,1 ºС). Наиболее интенсивная генерация жидких УВ происходит в нефтяном окне. Возрастание интенсивности начинается на глубине 1км и при температуре 37,8 ºС.
46. Оценка прогнозных ресурсов D1D2. Процессы первичной эмиграции и миграции нефти. Какие процессы влияют на разрушение нефти в процессе миграции. Что такое коэффициент перераспределения.
Миграция – продвижение частиц нефти от источника к скоплению в виде аккумулированных залежей самый сложный процесс
q – плотность эмигрированных УВ;
Как – коэффициент аккумуляции.
Коэффициент пераспределения
F1, F2 – площади оцениваемого участка и нефтесборной площади;
S1, S2 – плотность структур на них, в долях площади.
47. Оценка прогнозных ресурсов D1D2. Закономерность распределения залежей по размерам. Понятие эквивалентных классов запасов залежей.
§
Рл — вероятность наличия ловушки;
Рк – вероятность наличия коллектора;
Рп – вероятность наличия покрышки;
Рс – вероятность существования структуры.
52. Материалы подсчета запасов включают: текстовую часть, табличные приложения, графические приложения. Текст отчета содержит следующие главы: Ведение, Общие сведения о месторождении, Геологическое строение района работ и месторождения, Геологоразведочные работы, Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации ГИС, Нефтегазоносность месторождения, Гидрологические и геокриологические условия, Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и покрышек по керну, Состав и свойства нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонент с оценкой их промышленного значения, Сведения о разработке месторождения, Обоснование подсчетных параметров и подсчет запаса нефти, газа и конденсата и содержащихся в них компонент, Сопоставление подсчитанных запасов и параметров с ранее утвержденными и числящимися на Государственном балансе, Мероприятия по охране окружающей среды, Обоснование подготовленности месторождения для промышленного освоения, Геолого-экономическая оценка месторождения, Заключение.
Подсчетный план это основной графический документ при подсчете запасов. Подсчетный план составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта коллектора. Карты строятся в масштабе 1:5000 до 1:50000 в зависимости от размера месторождений. Подсчётный план содержит графические и табличные приложения, а также расчет по начальным балансовым и извлекаемым запасам, текущим запасам, если есть накопленная добыча, газосодержанию растворенного газа и расчет по его запасам.
ТЭО КИН (технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти) является частью материалов по подсчету запасов и представляется в виде отдельного тома. Для оценки текущих и будущих дебитов нефти, определения точек и объемов закачки агента с целью ППД, анализа выработки запасов, прогноза работы скважин и планирования воздействий на пласты строится гидродинамическая модель с учетом всех физических свойств. Рассчитываются технико-экономические показатели разработки согласно созданной гидродинамической модели. Количество запасов нефти, которые подлежат разработке, определяется при обосновании коэффициента извлечения нефти.
53. Подсчетный план это основной графический документ при подсчете запасов. Подсчетный план составляется на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта коллектора. Карты строятся в масштабе 1:5000 до 1:50000 в зависимости от размера месторождений. Графические приложения: обзорная карта расположения месторождения, геологические разрезы, сводный геолого-геофизический разрез. Табличные приложения: Таблица результатов испытаний скважин, таблица состояния изученности расчетных параметров, таблица расчета запасов нефти, газа и растворенного газа, в которой размещают расчет по начальным балансовым и извлекаемым запасам, текущим запасам, если есть накопленная добыча, газосодержанию растворенного газа и расчет по его запасам.
54. В международной классификации SPE выделяют:
— доказанные запасы (proved (proven) reserves): разрабатываемые, неразрабатываемые, неразбуренные;
— вероятные (probable)
— возможные (possible).
Сопоставление классификаций.
А В: доказанные разбуренные
С1: доказанные неразбуренные и вероятные
С2: вероятные и возможные
С3: возможные и ресурсы
55. Для использования вероятностного подхода к оценке запасов требуется большое количество статистических данных. Исходя от них и неопределённости, выбирается распределение каждого параметра, участвующего в подсчёте запасов. Для вероятностной оценки (финальное распределение запасов) используется метод Монте-Карло. По результатам расчёта (1000-10000 реализаций) строится накопленная кривая вероятностей запасов. На кривой отмечают разные проценты подтверждаемости (90 — proved, 50 — probable и 10 — posible).
56. Новая российская классификация запасов. Суть изменения классификации – попытка внедрить в классификацию экономические и технологические критерии, которые ранее в ней отсутствовали. Запасы: промышленно-значимые (нормативно-рентабельные, условно рентабельные), непромышленные. Ресурсы: рентабельные и неопределенно-рентабельные.
Категории запасов: А – достоверные, В – установленные, С1 – оцененные, С2 – предполагаемые. Ресурсы подразделяются на D1, D2 и D3.
По величине запасов также введена новая градация по крупности по извлекаемым запасам (нефть/газ): уникальные (>300 млн.т/>500 млрд.м3), крупные (30-300 млн.т/30-500 млрд.м3), средние (3-30 млн.т/3-30 млрд.м3), мелкие (1-3 млн.т/1-3 млрд.м3), очень мелкие (<1 млн.т, 1 млрд.м3).
