17. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).

Исходная геологическая информация: открытое месторождение или залежь, ПЗ по кат. С₁, С₂ в различном процентном соотношении. Работы: бурятся и опробуются поисково-оценочные скважины, проводятся ГДИ и ГИС, отбор керна, шлама, отбор проб пластовых флюидов.

Определение основных подсчетных параметров:

1. Площадь залежи Отметка ВНК определяется по величине среднего значения коэффициента заполнения ловушки (с учетом всех разбуренных месторождений, находящихся в данной СФЗ). Кроме того, после проведения в поисково-оценочных скважинах опробования строят схему обоснования ВНК и определение абсолютной отметки контакта. Полученные отметки наносят на карту кровли и подошвы и получают скорректированную границу залежи.

2. Толщина. Определяется по данным ГИС, проведенным в первой скв, давшей промышленный приток; при необходимости толщина может определяться по аналогии с соседними м/р.

3. Коэффициент открытой пористости и нефтенасыщенности. 1) Определяются по данным ГИС, как средневзвешенное по толщине всех проницаемых пропластков. 2) По керну, как средневзвешенное (ср арифм) из всех наблюдаемых значений, сделанных в проницаемой части пласта.

Оба коэффициента определяются по данным берения первой скв либо по аналогии с соседними м/р.

5. Пересчетный коэффициент и плотность нефти определяются по данным анализа пластовых и поверхностных проб в пробуренной скв либо по аналогии с соседними м/р.

6. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) по данным замеров в пробуренной скв рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи. Для пл-св залежи как ½ высоты, для массивной как 2/3 от свода или 1/3 от ВНК.

7. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.

Формула для ПЗ нефти и свободного газа по окончанию поисково-оценочного этапа.

18. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).

Исходная информация: промышленно значимые месторождения и залежи кат. С₁, С₂, подсчитанные в соотношении 80% к 20%; поисково-оценочные скважины, переведенные в разведочные; разведочные скважины; разведочные, переведенные в опережающие эксплуатационные (либо пробурены специально); по полному комплексу исследований скважин определяются основные геолого-промышленные и подсчетные параметры, необходимые для составления технологической схемы разработки.

Определение основных параметров:

1. Площадь залежи. На разведочном этапе эта задача рашаеться с помощью построения схемы обоснования ВНК с учетом всех пробуренных скв. Определяется как внешний, так и внутренний контуры нефтеносности, выделяется ВНЗ. Основой для ПЗ служит подсчетный план (стркутурная карта кровли пласта, карта hэфн. Уточняется положение зон замещения, выклинивания, нарушений.

В связи с увеличением степени изученности залежи появляются две особенности ПЗ: 1) раздельно подсчитываются запасы в нефтяной и водонефтяной зонах, разделенных внутренним контуром нефтеносности; 2) при определении hэфн, подставляемой в формулу, используется не вся толщина, а только та, в которой Коп и Кн имеют кондиционные значения.

2. Толщина h_эф.н определяется поинтервально с учетом кондиционных значений пористости и нефтенасыщенности. В формулу h_эф.н подставляется как средневзвешенное по площади залежи. Строится карта изопахит.

3. Коэффициент открытой пористости. При определении кондиционных значений используются аналитические зависимости между пористостью и проницаемостью (поскольку проницаемость первоначально определять проще; существуют зависимости между К_п и К_пр). Для определения кондиционных значений используются два геофизических метода: ПС и ГК (оба определяют относительную глинистость разреза). В случае применения ПС – α_сп, ГК использует параметр ΔJ_γ.

Определение кондиционных значений пористости с использованием параметра α_сп. Величина α_сп кондиционная определяется на основе статистической зависимости между α_сп и удельной продуктивностью скважины q_уд (определяется для каждой скважины). .

Определяется минимально рентабельный дебит

Строится зависимость между α_{сп.гран} и К_пр.

Пласт вступит в работу, если в нем есть толщина с кондиционными значениями Коп и Кн.

Зависимость между К_пр и К_оп

Метод ΔJ_γ может быть применен в случае, если скважина бурится на глинистом растворе, либо в обсаженных скважинах. Кондиционные значения определяются также, как и α_сп. Коп определяется как средневзвешенное по толщине пласта.

При расчете Коп по керну: 1) если установлено, что коллектор однородный и по отобранным образцам получены близкие значения пор-ти, то при подстановке в формулу Коп рассчитывается как ср арифм. 2) если в залежи установлено изменение Коп от скв к скв, то Коп определяется как средневзвешенное по площади залежи.

4. Коэффициент нефтенасыщенности. Определяется по ГИС или по керну. Методика подсчета аналогична определению Коп.

5. Пересчетный параметр и плотность нефти определяются как среднее арифметическое при количестве скважин не более 20 или как средневзвешенное по площади при количестве скважин более 20.

6. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи, либо как ср арифм, либо, как средневзвешенное по площади. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.

Особенности ПЗ:

1. Кроме суммирования запасов нефтяной и водонефтяной зон подсчет ведется по отдельным пластам. - для однородного коллектора.

2. Однородный коллектор и закономерное изменение по площади залежи свойств нефти:

3. Неоднородный коллектор и изменение ФЕС по площади

4. Неоднородный коллектор и закономерное изменение по площади ФЕС и свойств нефти

5. Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей различной степени направленности между ФЕС и толщиной пласта

6. Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей между толщиной и ФЕС + закономерное изменение параметров по площади

7. Для газовых залежей формулы аналогичны, но нет разделения на пласты.