Подсчет запасов месторождения Одопту-море (Северный купол)

курсовая работа

8. Определение работы залежи

Пробная эксплуатация месторождения начата с 1998 г. согласно технико-экономических расчетов освоения Северного купола месторождения и индивидуальных планов на скважину. Разработка залежей XXI пласта осуществлялась на естественном режиме.

Из 6 выделенных эксплуатационных объектов в пробной эксплуатации находились три объекта в пределах XXI пласта и один объект, объединяющий пласты XX12 и XX2 в 1 блоке. Залежи XX3 пласта, 2 и 3 блоков XX2 пласта в эксплуатации не участвуют.

9. Расчетные параметры

Подсчет запасов нефти и газа месторождения произведен объемным методом, который является оптимальным для данного типа строения залежей и степени их изученности.

Подсчет запасов основан на данных сейсморазведки 3D, результатах бурения и испытания 21 скважины, интерпретации комплекса ГИС, результатах исследования керна и флюидов. В основе определения порового насыщенного объема залежей лежат созданные структурная и литологическая модели месторождения, модель распределения свойств коллектора и насыщения ее флюидами.

Методика определения порового насыщенного объема залежи

По XXI2 пласту в качестве базиса расчета построены подсчетные планы (структурные карты по кровле коллектора). Геометрия залежей основана на сейсморазведке 3D, отбивках кровли и подошвы коллекторов в пробуренных скважинах, границах насыщения коллектора, обоснованных по результатам опробования скважин.

Для контроля построения структурных карт, карт эффективных и насыщенных толщин использованы скважинные данные. Отметки кровли и подошвы коллектора базируются на корреляции кривых ГИС по скважинам.

Исходя из сказанного выше, в качестве метода подсчета использована объемная формула, где подинтегральной функцией выступает только карта эффективных насыщенных толщин, остальные параметры использованы как средние величины (константы):

Q= S*Кпср *Кнср *У1n У1m(h эф, н, i) * *н,

Где:

Q- начальные геологические запасы нефти, тыс.т

hэф,н,i - эффективная нефтенасыщенная толщина в ячейке модели (средневзвешенные в ячейке послойной модели), м

Кп.ср - средневзвешенный на hэф, н, i коэффициент пористости коллектора, доли. ед.

Кн.ср - средневзвешенный на Кп,i*hэф,н,i коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.

S - площадь ячейки, м2

н - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3;

- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, ( = 1/ b, где объемный коэффициент пластовой нефти)

n - число ячеек по оси Х; m - число ячеек по оси Y;

Подсчет запасов для каждого объекта проводился раздельно по зонам: нефтяной, газонефтяной, водонефтяной с учетом полигонов категорий запасов. По каждому полигону рассчитывалась площадь полигона S, объем коллектора VK, объем порового пространства коллектора VП, объем порового пространства нефтенасыщенного (газонасыщенного) коллектора VН (Vг).

Определение объема коллектора Vк проводилось по картам эффективных нефтенасыщенных толщин путем суммирования значений hэф,н*Si в ячейках карты в пределах полигонов.

VК=( h эф,н,i* Si)

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах каждого полигона рассчитывалось по формуле:

hэф.н.=

Средние значения hэф.н по группе полигонов рассчитывалось после суммирования объемов коллектора и площадей в соответствующих полигонах.

Определение порового объема коллектора VП проводилось путем умножения (hэф.н i Si) в соответствующих полигонах на Кп,ср:

VП= Кп, ср ( h эф, н, i * Si)

Определение объема порового пространства нефтенасыщенного коллектора VН проводилось путем перемножения Кп,ср * Кн,,ср * (hэф.н,i* S) в соответствующих полигонах карт:

VН= Кп,ср * Кн,ср* ( hэф,н i * Si)

Запасы растворенного газа подсчитаны путем умножения начальных балансовых запасов нефти на газонасыщенность пластовой нефти, определенную по глубинным пробам по формуле:

Vб= Qб * rн ,

где: Vб - балансовые запасы растворенного в нефти газа, млн.м3

rн - газонасыщенность пластовой нефти, определенная по глубинным пробам, м3/т для начального пластового давления.

Qб - балансовые запасы нефти в тыс.т.

Запасы свободного газа подсчитаны перемножением объема газа в порах газовой части пласта на пересчетный коэффициент с учетом поправки на отклонение углеводородного газа от закона Бойля-Мариотта и температурной поправки по формуле:

Qг= Vг.п.*(Pоо- Рк к) * f *9.87,

где: Vг.п -объем газонасыщенных пород, млн.м3

Ро - начальное пластовое давление, на середине глубины залежи, МПа

Рк - конечное пластовое давление, равное 0.1МПа

f - поправка на температуру, равная Т+Тст/Т+Тпл., где Т=273С,Тст.=+20 С;

Тпл.-средняя пластовая температура в залежи

о, к - поправка на сжимаемость углеводородных газов, равная 1/Z

для начального и конечного пластовых давлений.

Z - коэффициент сжимаемости пластового газа

9,87 - коэффициент пересчета технических единиц в физические.

Расчет объема свободного газа в пластовых условиях Vг и средних подсчетных параметров газовой залежи проводился аналогичным способом по аналогичным формулам, с использованием карт эффективных газонасыщенных толщин, средней пористости коллектора по газовой части залежи и среднего коэффициента газонасыщенности.

Vг= Кп,ср * Кг,ср* ( hэф,г i * Si)

Запасы конденсата подсчитаны по формуле

G= Vo*П,

где: G - балансовые запасы конденсата, тыс.т

Vo - начальные балансовые запасы газа газовых шапок, млн.м3

П - потенциальное содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе, г/м3.

Таким образом, на основе построенной цифровой геологической модели, с учетом скважинных данных и результатов исследования флюидов подсчитаны начальные балансовые запасы нефти, газа и конденсата.

Определение площадей нефтегазоносности

Площади нефтегазоносности для каждой залежи определялись, исходя из принятых отметок ГНК и ВНК на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов соответствующих пластов. Достоверность определения площади нефтегазоносности определяется достоверностью структурных карт, точностью определения положения ГНК, ГВК, ВНК. Структурные карты по кровле и подошве коллекторов по пласту XXI2 построены в масштабе 1:25 000. В качестве структурной основы для построения карт по кровлям и подошвам коллекторов использованы структурные карты по стратиграфическим поверхностям продуктивных пластов, построенные по данным сейсморазведки 3D и ГИС.

Зона замещения коллектора на картах проведена по границе сейсмоамплитудной аномалии, маркирующей границу (бровку) шельфа как предел накопления пород-коллекторов. Тектонические нарушения установлены по сейсмоматериалам 3D. Площади полигонов S, объемы коллектора VК, объем порового пространства коллектора VП, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора VН рассчитывались для каждого объекта раздельно по зонам с учетом полигонов категорий запасов. Площадь определялась как сумма площадей ячеек сетки 2D, входящих в подсчётный участок. Площади полигонов S, объемы коллектора VК, объем порового пространства коллектора VП, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора VН рассчитывались для каждого объекта раздельно по зонам с учетом полигонов категорий запасов. Площадь определялась как сумма площадей ячеек сетки 2D, входящих в подсчётный участок. Результаты расчета объемов и площадей залежей по зонам приведены в (табл.2)

Таблица №2

Результаты расчета объемов и площадей зон нефтегазонасыщения

Пласт

Блок

Зона

Объём

Площадь

ХХI-1

1

нефть

23899700

9346610

Н

14688910

7365690

ВН

296100

601220

ГН

8914690

1379700

газ ГН

4943600

1375830

2

нефть

45262300

8623740

Н

37338690

7366860

ВН

298400

150680

ГН

7625210

1106200

газ ГН

3865480

1103890

3

нефть

31563000

13604500

Н

27458800

12161700

ВН

4104200

1442800

XXI-2

1

нефть

36883000

12025900

Н

35954300

11417200

ВН

928700

608700

2

нефть

58385400

7604130

Н

52077900

6343750

ВН

2069540

321284

ГН

4237960

939096

газ

9877080

2101020

Г

6336390

1161460

ГН

3540690

939560

3

нефть

45735500

7415530

Н

34308900

4133520

ГН

1837120

436501

НВ

9589480

2845509

газ

5109720

1062000

Г

3671680

624416

ГН

1438040

437584

Расчет средневзвешенных эффективных насыщенных толщин

Карты эффективных насыщенных толщин коллектора построены по скважинным данным.

Средняя эффективная толщина коллектора в каждом полигоне рассчитывалась по формуле:

hэф.ср.=VК/S.

Эффективные толщины пластов - коллекторов в скважинах определены как сумма толщин проницаемых прослоев коллектора в каждой скважине с учетом поправки на кривизну вручную и с применением программ интерпретации каротажа.

Принятые подсчетные параметры

Для определения параметров пористости и насыщенности использованы созданные в модели кубы свойств коллектора.

Таким образом, средневзвешенные значения:

- коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности приняты как средневзвешенные по объему залежи и приведены в таблице 2.

Таблица №3

Пласт

Блок

Кп

Кн

Кг

XXI2

1

0,23

2

0,24

3

0,23

0,60

- средние значения плотности сепарированной нефти, объемного коэффициента и газонасыщенности, принятые при подсчете запасов

Таблица № 4

Пласт

Блок

№№скв.

Плотность

Объемный

Газона-

нефти, г/см3

коэф.

сыщенность,м3

1

2

3

4

5

6

XXI2

1

202

0,852

1,194

92

2

201/203,205

0,852

1,194

92

3

216, 207

0,857

1,194

92

10. Подсчет запасов нефти и растворенного газа, свободного газа и конденсата

месторождение нефть газ залежи

Подсчет запасов нефти и растворенного газа

Запасы нефти и газа подсчитаны по категориям С1 и С2. К категории С1 отнесены запасы залежей, где проведена перфорация интервалов пласта и получены притоки нефти или газа. К категории С2 отнесены запасы залежей (XX3) или их части (XX2, I блок, газовая шапка II блока XXI2 пласта), где не проведено опробования, пласт продуктивен по данным комплекса ГИС.

С учетом параметров, обоснованных выше, произведен подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа по пластам, блокам, зонам (таблица №5).

Подсчет запасов свободного газа и конденсата

Запасы газа газовых шапок подсчитаны по XX2, XX11, XXI2 пластам в млн.м3.

Расчет начального пластового давления в газовых шапках произведен, исходя из замеров давления в скважинах и отметок ГНК при условии равенства пластового давления условному гидростатическому. Средняя пластовая температура в залежи определена расчетным путем с учетом фактических замеров температуры в скважинах при исследовании объектов. Коэффициент сжимаемости газа (Z) рассчитан, исходя из компонентного состава газа, пластовой температуры и давления. Расчетным путем определены потенциальное содержание С5+ (40г/м3), коэффициент конденсатоотдачи (0.92), мольная доля сухого газа равна 0,991. Параметры соответствуют утвержденным ГКЗ.

В таблице 6 приведены подсчетные параметры и запасы газа и конденсата (начальные и извлекаемые) геологические и остаточные за вычетом добычи газа по состоянию на 01.01.09г.

Список использованной литературы

1. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., "Недра", 1970 г., 488с.

2. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. РАН, 2004.

3. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, М. 1986.

4. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., "Недра", 1970 г., 488с.

5. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. РАН, 2004.

6. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, М. 1986.

Делись добром ;)