ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И ОЦЕНКА РЕСУРСОВ Лекция 9

Лекция 9
Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения

нефти на разведанных и разрабатываемых залежах на основе гидродинамических методов

ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА

ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ, СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ

нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:
1. Тепловые методы:
- паротепловое воздействие на

пласт;
- внутрипластовое горение;
- вытеснение нефти горячей водой;
- пароциклические обработки скважин.
2. Газовые методы:
- закачка воздуха в пласт;
- воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
- воздействие на пласт двуокисью углерода;
- воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

ПАВ (включая пенные системы);
- вытеснение нефти растворами полимеров;
- вытеснение нефти

щелочными растворами;
- вытеснение нефти кислотами;
- вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
- микробиологическое воздействие.
4. Гидродинамические методы:
- интегрированные технологии;
- вовлечение в разработку недренируемых запасов;
- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
- нестационарное (циклическое) заводнение;
- форсированный отбор жидкости;
- ступенчато-термальное заводнение.

на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип

воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Методы увеличения дебита скважин.
Физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
- гидроразрыв пласта;
-горизонтальные скважины;
- электромагнитное воздействие;
- волновое воздействие на пласт;
- другие аналогичные методы.

разрабатываемых залежах на основе гидродинамических методов

разработки залежи, т.е. получить величину конечных извлекаемых запасов

информации и построение расчетной геологической модели пласта
Гидродинамические расчеты, отражающие математические

модели процесса извлечения нефти из пластов, дренируемых системой скважин

путем суммирования показателей выделенных элементов
Идентификацию параметров пласта по данным истории

разработки
Определение технико-экономических показателей варианта разработки

показателей разработки требует построения адекватной геологической модели пласта, характеризующей его

определенные физические параметры (толщины коллекторов, проницаемость, пористость, насыщенность флюидами, слоистость, расчлененность, прерывистость, продуктивность и т.д.).

от количества и качества исходной информации строятся вероятностные (безадресные) и

детерминированные (адресные) модели пласта.

Детерминированные модели основываются на выделении в разрезе пласта и по площади залежи границ однородных геологических тел.

образуют статистически однородные распределения.

Границы между соседними геологическими телами определяются граничными

значениями параметров продуктивности, например, высокопродуктивными и низкопродуктивными коллекторами

разбуренных эксплуатационной сетной скважин

расчетов фильтрационных процессов (изменения во времени давления в каждой точке

пласта, насыщенностей и расхода флюидов).
Для описания особенностей процессов, происходящих в нефтяных и газонефтяных залежах на разных стадиях их разработки создано множество гидродинамических моделей:
одно-, двух- и трехмерных в зависимости от размерностей используемых геологических моделей;
одно-, двух- и трехфазных в зависимости от применяемых методов разработки флюидов

на несколько расчетных участков
Расчеты технологических показателей проводят отдельно для каждого

участка.
Извлекаемые запасы нефти определяют суммированием добычи нефти по соответствующим элементам за период разработки до достижения предельных значений эксплуатации скважин

и геологических параметров заключается в согласовании расчетных технологических показателей за

период истории разработки с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки воды, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин.

разработки (капитальные вложения в разработку, эксплуатационные затраты, себестоимость добычи нефти,

приведенные затраты).
Сравнение показателей позволяет выбрать наиболее предпочтительный вариант, который и определяет как величину извлекаемых запасов, так и систему разработки

в Государственном балансе для свободного га­за подсчитываются только геологические запасы.
Это,

не означает, что вопросы, связанные с определени­ем коэффициента извлечения газа решены полностью.
Ско­рее наоборот — причина этого заключается в значительно меньшей изученности рассматриваемого вопроса по газовым залежам, чем по нефтяным.

на газовых залежах принимается величина, состав­ляющая 15 % от начального

давления. Такой выбор основан на эмпирическом и весьма приближенном допущении, что на залежах с высоким потенциальным дебитом скважин за 20 лет извлекает­ся 85 % начальных запасов газа.
Между тем опыт разработки газа из плот­ных пород при дсбитах скважин от 3 тыс. до 1 тыс. м3/сут и конеч­ных давлениях на устье от 1 МПа до 0,3 МПа, говорит о возможности повышения коэффициента извлечения газа до 0,93.

нас в стране, так и за рубежом показывает, что в

среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается.
По данным М. Л. Фиша, И. А. Леонтьева и Е. Н. Хоменкова, обоб­щившим сведения по 47 отечественным залежам, законченным раз­работкой, средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа составил 0,895.

Исходя из опыта разработки залежей, находящихся в длительной эксплу­атации, величина коэффициента извлечения газа при оценке прог­нозных ресурсов принимается равной 0,85.

одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом

Кизвл.г может определяться в зависимости от конечного пластового дав­ления, то на залежах с упруговодонапорным режимом его величи­ну следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в про­цессе разработки.

при подсчете начальных геологических за­пасов газа должен быть правильно определен

режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.

ПЕРЕСЧЕТ (ПОВТОРНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ
В процессе разбуривания залежей нефти при проведении

разведки и при всех этапах освоения (по проекту опытно-промышленных работ, по технологической схеме, по проектам разработ­ки) ежегодно осуществляется перевод запасов в более высокие ка­тегории.
В первом случае запасы категории С2 переводятся в С1, во втором — запасы В2 переводятся в В1 или категории В2 переводятся в кате­горию А.
Естественно, перевод в более высокие категории возмо­жен только тогда, когда пробурены скважины и скважинах на разбуренных участках проведен комплекс исследований, предусмотренных Методическими рекомендациями по применению Классификации.

залежах углеводородов физико-химические свойства нефти и конденсатов сближаются. Для них

характерно высокое содержание жидкой фазы в составе продукции.

Для определения типа флюида в таких условиях необходимо изучить как влияет температурный фактор на величину давления однофазного состояния.

что из себя представляет жидкая фаза в залежи: нефть с

растворенным газом или конденсат, растворенный в газе.

В нефтяной залежи с повышением температуры давление насыщения повышается; в газоконденсатной, наоборот, давление начала конденсации снижается.

КОМПОНЕНТОВ
Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на

газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержа­нии этана в газе не менее 3 % и разведанных текущих запасах га­за не менее 10 млрд. м3.

КОМПОНЕНТОВ
Указанная концентрация этана — мини­мально рентабельная при современном технологическом уровне

извлечения его из природного газа. При наличии на многозалеж­ном месторождении основной залежи с кондиционным содержани­ем этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9%.

КОМПОНЕНТОВ
Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на мес­торождениях с содержанием этана

не менее 1,5%, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бута­нов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

КОМПОНЕНТОВ
Подсчет геологических запасов этана, пропана, бутанов, серово­дорода, азота и углекислого

газа в тыс. т производится по их по­тенциальному содержанию в составе пластового газа.
Потенци­альное содержание этих компонентов Пкомп в г/м3 в составе плас­тового газа определяется путем умножения доли каждого компо­нента в пластовом газе Qкомп*100% на его плотность ркомп при 0,1033 МПа и 20°С ;

КОМПОНЕНТОВ
Чтобы получить геологические запасы каждого компонента в тыс. т в

расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание в г/м3 умножить на геологические запасы свободного газа в млрд. м3 в залежи:
Q комп. = Q н.г. /Пкомп.
Основные физические характеристики природных газов, ко­торые используются при подсчете запасов свободного газа, и со­держащихся в них компонентов, приведены в таблице:

С2Н6 С3Н8 С4Н10 СО2 H2S N,

Критическое давле- 4,73

4,98 4,34 3,87 7,38 9,18 3,46
ние ркр, МПа
Критическая темпе- 191,1 305,4 370,0 425,2 304,2 373,6 126,2
ратура Ткр, К
Плотность при 668 1251 1834 2418 1831 1431 1166
0,1 МПа и 20°С,
г/м3

т определяются
умножением запасов сероводорода на 0,94 —отношение
атомной мас­сы серы As

(32) к молекулярной массе
сероводорода Мн2s;(34):
Qs2 = Q(н2s)o(Аs/Mн2S).