Министерство  образования РФ

Казанский федеральный университет

Геологический факультет

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Реферат 
 

На тему: «Материальный  метод подсчета запасов» 
 
 
 
 

                                                Выполнила: Удачина  И. С.

                                                Проверил: Вафин Р. Ф. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Казань-2010

ВВЕДЕНИЕ.

Подсчет запасов – важная и ответственная  стадия разведки месторождения. Перед  работниками нефтяной и газовой  промышленности, а также геологической  службой страны  стоит ответственная задача по наращиванию запасов углеводородного сырья – нефти, газа и конденсата.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата – это комплекс научных исследований, основывающийся на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их  в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

Решение этих задач в значительной мере зависит  от достоверности осуществляемых подсчетов  запасов месторождений и перспективных  ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и  содержащихся в них компонентов.

До того момента, пока скважина не вскрыла пласт  или горизонт можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем  залежи на основе аналогии с соседними  залежами той же структурно-фациальной зоны. Когда скважины прошли этот пласт  или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробыванием или с помощью промыслово-геофизических исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, является границей, отделяющей запасы от ресурсов.

Запасы  нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентах подразделяются на две группы:

 -балансовые запасы – вовлечение которых в разработку в настоящее время целесообразно

- забалансовые  запасы - вовлечение которых в  разработку в настоящее время  экономически нецелесообразно или технически либо технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Извлекаемые запасы - часть балансовых, которые могут быть извлечены из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдением требований по охране недр и окружающей среды.

Основным  графическим документом при подсчете запасов является подсчетный план, который составляется на основе структурной  карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или же хорошо прослеживающегося ближайшего репера.

Подсчет запасов нефти, газа, газоконденсата и содержащихся в них компонентов  проводится раздельно для газовой, нефтяной, газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

Запасы  месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.  

Запасы  нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитываются в  тысячах тонн, газа – в миллионах  кубических метров, гелия и аргона – в тысячах кубических метров.

     МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

подразделяются  при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м²; 3) объемно-генетический; 4) кривых эксплуатации, или статистический; 5) материальных балансов; 6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар. Основным метдом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абсолютные начальные (геологические) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содержащиеся в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при современных технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэффициент отдачи.

Далее представлено краткое описание основных методов, использующихся про подсчете запасов нефти, газа и газоконденсата:

Метод подсчета запасов  нефти объемный основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных его пористости, нефтенасыщенности и отдачи нефти. Объем пласта определяется как произведение нефтеносной площади на эффективную мощность пласта. Затем в подсчеты вводят коэффициент пористости нефтесодержащих пород, насыщения пласта нефтью, отдачи, усадки и удельного веса нефти. Определение численных значений коэффициента, особенно насыщения и отдачи, часто весьма затруднительно и требует специального отбора кернов и тщательного исследования их в лаборатории. Основной недостаток метода - неопределенность в отношении данных о возможном отборе запасов во времени. Кроме того, подсчитанные цифры запасов не характеризуют возможной дебитности скважин.

Метод подсчета прогнозных запасов нефти  объемно-статистический в его основе лежит средняя продуктивность 1 км³ осадочных отложений в тоннах извлекаемой нефти или ее первоначально подсчитанных геологических запасов. Продуктивность выводится статистическим методом как средняя величина для группы промышленных нефтеносных бассейнов каждого геотектонического типа (платформенных, передовых прогибов, межгорных впадин) и затем экстраполируются для подсчета прогнозных запасов в новых бассейнах аналогичного строения. Метод впервые применен Л. Уиксом в 1950 г., подсчитавшим, что в 1 км³ осадочных пород содержание извлекаемой нефти колеблется от 195-260 т в Кентукки и Индиане и до 6500 т в Калифорнии.

Метод подсчета запасов нефти (и газа) объемно-генетический основан на количественной оценке масштаба нефтегазообразования на нефтяных площадях. С его помощью производится подсчет прогнозных запасов (категория D) в областях и районах, слабо изученных и с еще недоказанной промышленной нефтегазоносностью. Исходные данные для подсчета величины удельной плотности запасов (в т/км² площади) или величины коэффициента продуктивности (К_пр в т/м³ осадочных отложений) могут быть получены соответственно двумя методами: объемно-генетическим - на основе геолого-битуминологического изучения пород прогнозируемого района, области, бассейна, и принятого по аналогии К_ак (коэффициента аккумуляции) и объемно-статистическим - на основе использования средних мировых данных для седиментационных бассейнов. аналогичного типа по величине К_пр (в т/км³ осадочных отложений). 

МАТЕРИАЛЬНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ

Материальный  баланс в геологии - это простейшая форма динамической модели нефтяного или газового месторождения. Это простая концепция, подчиняющаяся закону сохранения масс, согласно которому извлечённый объём равен сумме изменения первоначального и привнесённого объёмов (в пласте, например).

V_{извлечённый} = ΔV_{первоначальный} + V_{привнесённый} некорректно оперировать объёмами, так как мы имеем дело со сжимаемой средой, лучше перейти к массам

Любое гидродинамическое моделирование должно поддерживаться проверкой с использованием материального баланса

данные необходимые для расчёта материального баланса

• давление (замеры пластового давления),
• объёмы флюидов,
• свойства флюидов,
• свойства породы.

  Ограничения материального баланса

• одномерная  модель коллектора, не учитывающая распространение флюидов в пространстве,
• не учитывается время,
• чувствительность к качеству данных.

Применение материального баланса

• подсчёт балансовых запасов нефти и газа,
• расчёт размеров газовой шапки,
• диагностика и расчёт притока воды,
• расчёт параметров (характеристик) притока воды,
• подтверждение механизма добычи (нефтеотдачи),
• расчёт зависимости закачки/извлечения нефти.

Обозначения

• N - балансовые запасы нефти (м³),
• N_p (oil production) - накопленная добыча нефти (м³),
• W_p (water production) - накопленная добыча воды (м³),
• W_inj (water injection) - накопленная закачка воды (м³),
• W_e (aquifer) - приток воды из-за контура (аквифера) (м³),
• G_p (gas production) - накопленная добыча газа (м³),
• B_o, B_w, B_g - объёмные коэффициенты воды, нефти, газа (м³/м³),
• C_o, C_w, C_f - сжимаемость воды, нефти, породы,
• S_o, S_w - насыщенность нефтью, водой,
• S_wir - связанная вода,
• R_s - содержание растворённого газа в нефти,
• R_p - накопленное газосодержание,
• ΔP - изменение давления от начального пластового (атм),
• V_o, V_w, V_f - объёмы нефти, воды, пор (м³),

подстрочный индекс "i" обозначает начальные условия.

Вывод уравнения материального баланса

При добыче из пласта нефти (N_p×B_o) при давлении в пласте (P_r) ниже первоначального (P_ri) на ΔP, но выше давления насыщения (P_b), имеем недонасыщенный пласт P_ri > P_r > P_b. При условии отсутствия притока воды имеем 
N_p×B_o = V_{извлечённый} = ΔV_{первоначальный} = ΔV_w + ΔV_o + ΔV_f

N_p×B_o = ΔV_w + ΔV_o + ΔV_f, то есть, накопленная добыча нефти равна сумме изменений объёмов воды, нефти и пор 
V_fi = V_oi / S_oi = V_wi / S_wi = V_o / S_o = V_w / S_w 

Изменение объёма воды (ΔV_w) равно произведению объёма воды (V_w) на сжимаемость воды (C_w) и на изменение давления (ΔP): 
ΔV_w = V_w × C_w × ΔP.

Объём воды V_w равен произведению начального объёма воды V_wi на коэффициент изменения насыщенности воды S_w / S_wi : 

Метод материального  баланса

один из методов  подсчета запасов нефти, основан  на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Является динамическим, и его применение требует тщательного изучения пласта с самого начала разработки (систематические замеры пластовых давлений в скважинах глубинными манометрами, учет точного отбора нефти, газа и воды, исследования кернов и глубинных проб нефти). 

Методы материального  баланса и натурального моделирования  применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений. 
 

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Запасы нефти  объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm k_н η_пδ / b,

 
где Q - промышленные запасы, т; 
V - объем нефтенасыщенных пород, м³; 
k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы; 
 η_п - коэффициент извлечения нефти, доли единицы; 
δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м³;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Значения величин  m, k_н, η_п , δ и b  определяются путем лабораторных исследований.

Объем нефтенасыщенных  пород V  при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С₁ - по формуле

V = S ∙ h ∙ cos α',

где S – нефтеносная площадь на поверхности, м²; 
 h - средняя эффективная мощность пласта, м; 
α'- угол падения пласта. 

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ  НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА МЕТОДАМИ, ОСНОВАННЫМИ НА ПРИНЦИПЕ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА 

Основу методов  материального баланса, применяемых для подсчета запасов нефти, составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) УВ. содержавшихся в залежи до начала ее разработки и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи Q_н. и оставшихся в ней Q_н.ост на любой момент разработки:

Разнообразие  геологических условий и условий  разработки каждой залежи требуют индивидуального  подхода к составлению уравнения  материального баланса. При этом учитываются характер изменения пластового давления и свойств УВ, извлекаемых из залежи в процессе разработки.

Объективные результаты при подсчете запасов методами материального баланса могут быть получены лишь в том случае, если в процесс перераспределения пластового давления вовлечен весь объем залежи, а значения пластового давления и других параметров, входящих в формулу подсчета запасов, являются представительными и характеризуют всю залежь в целом. При определении накопленной добычи нефти должна учитываться не только товарная нефть, но и все потери нефти независимо от их причин. Для газонефтяных залежей необходимо также располагать данными о размерах тазовой шапки.

В зависимости  от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса. 
 

ФОРМУЛЫ МАТЕРИАЛЬНОГО  БАЛАНСА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ  НЕФТИ

Для условий проявления в залежи смешанного режима М. А. Ждановым и Р. И. Шильтуисом выведено уравнение материального баланса, отражающее влияние на процесс разработки комплекса природных и искусственных энергетических факторов:

Где Q_Hо и Q_H -соответственно начальные балансовые запасы и накопленная добыча нефти на дату расчета в стандартных условиях, м³, b₁ двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ); b₁ = b + (r₀ —r)v, здесь b - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении p, r - растворимость газа в нефти при давлении p, м³ / м³; r₀ растворимость газа в нефти при начальном давлении—средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа V, к накопленной добыче нефти Q_H на дату расчета) в стандартных условиях, м³/м³; v_{0 ,} v - объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному р₀ и текущему (на дату расчета) давлению р; W, W’ - объемы соответственно вошедшей в залежь воды и закачанной в пласт волы на дату расчета в стандартных условиях, м³ ; w—объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м³ ; λ - объемный коэффициент пластовой воды при давлении p; q₁ — объем закачанного в пласт газа на дату расчета в стандартных условиях, м³; b₀ — объемный коэффициент пластовой нефти при давлении p₀; n - отношение объема пустот, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пустот, занятых нефтью.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф. Л. Гришиным :

где k_в,—коэффициент водонасыщенности; β_п и β_в, —коэффициенты сжимаемости соответственно породы и связанной воды: Δр величина снижения пластового давления, равная р₀—р.

Выражение может быть легко преобразовано для любых условий работы нефтяных залежей. Варианты формул материального баланса и основных условий их применения при естественных режимах приведены в таблице: 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ, ГАЗА, ВОДЫ

Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти

Коэффициент сжимаемости (объемного упругого расширения нефти) β_н характеризует изменения ее объема под воздействием давления: : 

  Где V_но , V_н объем нефти при давлениях: соответственно p₀ и p, м³ .

Величина β_н  зависит от состава нефти, количества растворенного в ней газа, пластовой температуры и давления. С ростом плановой температуры и газонасыщенности нефти β₀, увеличивается, а при повышении давления    уменьшается

Наиболее точные значения коэффициента β_н могут быть получены при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти.

Если известны давление, температура и критические свойства жидкости, коэффициент сжимаемости нефти, недонасыщенной газом (p_пласт > p_нас) , может быть определен с помощью уравнения

где приведенная  β_н.п.пр. псевдокритическая сжимаемость нефти.

Так как p_п.кр. = p/p_п.пр, то

Значение коэффициента β_н.п.пр определяется по графику зависимости его от приведенных псевдокритических давления и температуры. псевдокритические параметры могут быть рассчитаны с использованием данных о составе нефти.

Однако для  большинства компонентов нефти  данные об их критических свойствах  отсутствуют. В этом случае А. Трюбе  предлагает использовать график, приведенный  ниже, для нахождения величины

В интервале  значений p_п.пр >10 все изолинии T_п.пр являются прямыми и имеют постоянный наклон. Для этого участка характерны соотношения

Которые позволяют  для определенного значения T_п.пр снимать с графика любое значение .

(И.Д. Амелин, стр. 164-169)

 МОДИФИКАЦИИ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Способ В. II. Майдебора

Этот способ основан на использовании нефтеотдающей емкости и применяется для подсчета запасов нефти в таких залежах, оценка объема которых из-за отсутствия сведений о начальном положении ВНК не представляется возможной, а в начальный период разработки, предшествующий их обводнению, режим близок к замкнуто-упругому.

Количество добытой  нефти в этот период при хорошей  гидродинамической связи вмещающих пород определяется только величиной продуктивною объема залежи V_з, коэффициентом упругоемкости β^* снижением пластового давления Δp и выражается зависимостью имеющей линейный характер. Для прямолинейного участка зависимости Q_н=f (Δp) начальный продуктивный объем залежи будет равен

Подсчет балансовых запасов нефти В. Н. Майдсбор предлагает осуществлять с использованием обычной  формулы подсчет запасов нефти  объемным методом, в которой вместо V_з подставлены значения Q_н , Δp, b и β^*:

Коэффициент упругоемкости β^* для залежей, приуроченных к коллекторам порового типа, определяется по формуле

где β_с, коэффициент сжимаемости среды; β_ж коэффициент сжимаемости насыщающей среду жидкости.

Коэффициенты  k_п.о., β_с и β_ж могут быть определены эксперементально по данным лабораторных исследований кернов и жидкостей.

В коллекторах  трещинного и трещинно-кавернового типов с практически непроницаемой матрицей коэффициент β_с, но кернам определить нельзя, поэтому коэффициент β * в этом случае целесообразно рассчитывать с использованием результатов исследования залежей:

где k_{вт.пуст.}- коэффициент вторичной пустотности, доли единицы; _{kн.вт.пуст.} коэффициент нефтенасыщенности вторичных пустот, доли единицы; β_з - коэффициент сжимаемости зерен породы.

Способ  A. Н. Резникова

Замкнуто-упругий  режим существует лишь при условии р>р_нас.. Объемные коэффициенты b₀ и b могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения b_нас:

Тогда:

При замкнуто-упругом  режиме внедрения пластовых вод  в пределы залежи не происходит, величина (W-w)λ = 0 и ею можно пренебречь. Начальные балансовые запасы нефти рассчитываются с использованием уравнения. В случае работы залежи в условиях упрутоводонапорного режима запасы нефти, рассчитанные по этому уравнению, будут превышать истинные на величину, зависящую от (W-w)λ и по существу представляют собой псевдозапасы, величина которых непрерывно возрастает по мере разработки залежи (рис. ниже)

Л. Н. Резников предлагает определять величину начальных балансовых запасов нефти графическим путем экстраполяции линии зависимости Q^* _нО=f(τ) до оси ординат или аналитически:

по уравнению

если зависимость  имеет прямолинейный характер; по уравнению

в случае криволинейного характера изучаемой зависимости. Коэффициенты а и b вышеприведенных уравнений рассчитываются способом наименьших квадратов.

При τ=0 Q_нО=a. т. е. начальные балансовые запасы соответствуют величине отрезка, отсекаемого прямой на оси ординат. Этот способ подсчета запасов получил название графоаналитического.

Опыт разработки верхнемеловых залежей Чечено-Ингушетии показал, однако, что за нулевую дату следует принимать не год начала разработки залежи, а момент, когда из нее извлечено 1 - 2% начальных запасов, т. е. когда воронка депрессии распространяется на всю залежь.

Способ  В. М. Добрынина

Для условий проявления и залежи упрутоводонапорного режима В. М. Добрынин разработал вариант материальною баланса, названный им упругим материальным балансом. Объемы нефти и волы, извлеченные из залежи на поверхность, приравниваются к объему той же нефти, выраженному через упругие деформации нефти, воды и породы, сложенному с объемами воды, внедрившейся из законтурной области W и закачанной в пласт W’, т.е.

Где β_п.пл — сжимаемость пород в пластовых условиях.

Это выражение  может быть представлено в иной форме:

Если принять выражение в скобках равным α₁ , то

Количество внедрившейся в залежь воды из законтурной области  при снижении давления в залежи на Δp’<Δp может быть выражено в виде  

 Примем выражение в скобках равным α. Тогда

Подставив вместо V_н выражение Q_нОb умножив левую и правую части выражения на получим

В условиях начала разработки, когда Δp=0, Q_н=0, w=0, W’=0 и Δp’=0, в левой части и во втором слагаемом правой части пою уравнения появляются неопределенности вида 0/0. Математическое раскрытие этих неопределенностей показало, что при Δр=0 неопределенность во втором слагаемом правой части уравнения обращается в нуль, а следовательно,

Формулу можно использовать для определения начальных

балансовых запасов  нефти по кривой, характеризующей  зависимость

от Δp_пл. Точка  пересечения этой

кривой с осью ординат будет соответствовать  начальным балансовым запасам нефти. (И.Д. Амелин, стр. 178-181) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение.

Учет и контроль запасов нефти и газа - важная задача. Для подсчета запасов необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа. При подсчете запасов следует применять комплекс методов, так как лишь при сравнении подсчетов различными методами можно получить критерий для выбора наиболее достоверной цифры запасов.