14 Предварительно оцененные запасы категории с2. Разведанные геологические запасы категории с1.
Подсчитываются:
1) В не опробованных пластах отдельных куполов многокупольных месторождений при условии, что: один из куполов опробован, по нему получен промышленный приток (С1) и доказана геологическая аналогия этих куполов (единый контур нефтеносности).
Нефтеносность этих куполов может быть подтверждена по ГИС.
2) В промежуточных и вышележащих пластах, пройденных бурением, но не опробованных на разрабатываемом или разведанном месторождении.
3) В неразведанных частях залежи, примыкающих к частям залежей с категорией С1.
Разведанные геологические запасы категории С1.
Подсчитываются:
1) В разведанной части залежи около скважины, давшей промышленный приток, на площади, ограниченной радиусом 2l, где l – расстояние между эксплуатационными скважинами, которые определяется по аналогии с рядом расположенными месторождениями (для аналогичного пласта).
2) В пределах разведанной части залежи.
15. Разведанные запасы категории b.
Подсчитываются:
1) По части залежи, разбуренной в соответствии с тех. схемой разработки. Граница мужду запасами на рассоянии 2L
2) В залежи, разбуренной в целом по тех. схеме.
НГ-носность залежи подтверждается получением пром. притоков скв экспл-го фонда с разных гипсометрических отметок пласта.
Тип, форма, размеры залежи hэф.н., характер изменения ФЕС, состав и св-ва флюидов, гидропроводность, неоднор-ть и др изучены в степени, достаточной для составления осн проектного док-та – проекта разработки.
Разведанные запасы категории А.
Подсчитываются на залежах, полностью разбуренных в соответствии с проектом разработки и по части залежи, разбуренной в соответствии с проектом разработки.
Все хар-ки залежи, коллектора и флюидов, а также параметры, обеспечивающие разработку изучены в полном объеме по результатам бурения и исследования всего фонда скв.
16. Сущность объемного метода
Объемный метод является универсальным, поскольку применим для залежей, находящихся на любой стадии изученности. Метод основан на изучения геологических условий залегания коллектора, свойств пластов и флюидов, которые могут быть определены на любой стадии ГРР.
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа в пустотном пространстве пород коллекторов в пределах объекта исследования, приведенных к поверх. условиям. Флюиды содержатся в порах, кавернах и трещинах, занимая как правило верхнюю часть ловушки, и характеризуются физико-химическими свойствами, отличными от поверхностных условий, поэтому для ПЗ необходимо:
установить границы залежи – площадь и ее объем;
определить объем пор, занятых УВ в пластовых условиях;
ввести поправки, связанные с изменением свойств флюидов при извлечении их на поверхность.
Общая формула для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом.
Q0 = Fз · hэф.н. · kоп · kн · Θ · ρн
Q0 – балансовые запасы нефти [тыс.т];
Fз – площадь залежи [тыс. м2];
hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина [м];
kоп – коэффициент открытой пористости [д.ед.];
kн – коэффициент нефтенасыщенности [д.ед.];
Θ – пересчетный коэффициент [безразмерн];
ρн – плотность нефти [г/см3].
Формула для подсчета извлекаемых запасов нефти.
Qи = Q0 · η η – КИН
Qи = Fз · hэф.н. · kоп · kн · Θ · ρн · η
η = Qи / Q0
Общая формула для подсчета балансовых запасов свободного газа.
Q0г = Fз · hэф.г. · kоп · kг · kt · kp
kt – термический коэффициент;
kp – барический коэффициент.
Они отвечают за приведение объема газа к стандартным условиям.
p0 – начальное пластовое давление в залежи [МПа];
pст – давление газа при нормальных условиях (0,1 МПа);
pост – давление в залежи на текущий момент времени;
,
z
– коэффициент сжимаемости реального
газа.
Все перечисленные в формулах параметры определяются на основании геологических исследований (керн), ГИС, ГДИ, исследование пластовых и глубинных проб нефти, газа и воды в скважинах различного назначения.
Площадь нефтеносности. Площадь залежи ограничивается внешним контуром нефтеносности, поэтому для определения данного параметра необходимо определить границы залежи, т.е. положение контура нефтеносности
Эффективная нефтенасыщенная толщина – определяется в скважинах по данным ГИС, либо по данным керна (справедливо только для поисково-оценочных скважин). В эксплуатационных скважинах определить толщину можно по данным потокометрии.
Коэффициент открытой пористости – определяется по лабораторным исследованиям керна (Метод Преображенского: определение массы образца, помещенного в жидкость, не реагирующую с минеральным скелетом породы). Геометрический метод, (если образц правильный цилиндр), по данным ГИС (КС, ГК, ПС, НГК, АК). Для расчета средних значений и подстановки в формулу нельзя использовать смесь этих данных.
Коэффициент нефтенасыщенности – определяется по керну и по ГИС.
Пересчетный коэффициент. Θ=1/b, b – объемный коэффициент – показывает усадку пластовой нефти при ее дегазации в стандартных условиях, определяется по результатам глубинных проб, отбираемых в скважинах, вскрывающих пласт на разных гипсометрических отметках.
Плотность нефти – определяется по анализу проб, отобранных на устьях скважин в стандартных условиях.
Единицы измерения подсчетных параметров.
Fз – тыс. м2
hэф.н. – м.
kоп – д.ед.
kн – д.ед.
Θ – безразмерн.
Р – МПа.
Т - °С.
КИН – д.ед.
Q0н – тыс. т
Q0г – млн. м3.
Понятие о подсчетном плане.
Подсчетный план – графический документ, служащий основой для промышленной оценки запасов. Он представляет собой структурную карту или карту толщин продуктивного пласта с нанесенными контурами нефтеносности со всеми пробуренными скважинами (если структурная карта, то на нее наносятся абсолютные отметки, если это карты толщин, то указываются hэф и hэф.н). Около каждой скважины приводятся результаты опробования и испытания (абс. отметки интервалов перфорации, диаметр штуцера, дебит нефти, жидкости, депрессия на пласт, время притока). В неопробованных скважинах приводятся результаты ГИС (толщина, метод исследования, интервал пласта). Еще на подсчетном плане приводится общая таблица с подсчетными параметрами, балансовыми и извлекаемыми запасами. На самой карте наносятся границы категорий запасов.