- •Нгпг и пз
- •Классификация ресурсов и запасов
- •2. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •3. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •4. Подсчет запасов нефти и газа на разрабатываемых площадях (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •5. Взаимосвязь категорий запасов и ресурсов с этапами и стадиями грр
- •7. Классификация пластовых вод по происхождению. Виды пластовых вод нефтяных и газовых месторождений. Связь гидрогеологических этажей с нефтегазоносными комплексами.
- •8. Понятие о внк. Форма поверхности внк. Переходная зона. Обоснование положения внк по данным опробования скважин и гис.
- •9. Понятие о природном режиме залежи. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах. Факторы, влияющие на формирование режима залежи. Режимы вытеснения и истощения.
- •10. Природные режимы вытеснения в нефтяных залежах (виды режимов, на примере одного из режимов - геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •11. Природные режимы истощения в нефтяных залежах (виды режимов, на примере одного из режимов геологических условий проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •12. Понятие о корреляции скважин. Типы корреляции. Основные принципы корреляции разрезов скважин. Методика проведения детальной корреляции, ее назначение и использование.
- •13. Понятие об эксплуатационном объекте. Варианты разработки э.О. Принципы выделения э.О. Количественные критерии, характеризующие эффективность выделения э.О.
- •14. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Комплексные геолого-промысловые характеристики продуктивных пластов (гидропроводность, проводимость, пьезопроводность). Формула Дюпюи.
- •16. Основные стадии разработки залежи. График разработки. Показатели процесса разработки. Динамика основных показателей на разных стадиях разработки.
- •18. Скважины, бурящиеся на эксплуатационном объекте в течение времени разработки. Классификация скважин по назначению. Динамика фонда скважин.
- •1. Законтурное заводнение.
- •2. Приконтурное заводнение.
- •3. Внутриконтурное заводнение.
Нгпг и пз
1. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности. Объемный метод подсчета запасов нефти и газа. Сущность объемного метода. Коэффициенты. Единицы измерения.
Запасы – масса нефти, конденсата или объем газа на дату подсчета, приведенные к стандартным условиям. Запасы подсчитываются: на залежах, находящихся в разведке; на залежах, находящихся в разработке. ЗАПАСЫ ВСЕГДА ПОДСЧИТЫВАЮТСЯ.
Ресурсы – масса нефти, конденсата или объем газа на дату подсчета, приведенные к стандартным условиям на следующих объектах: ЛСК с предполагаемой или доказанной нефтегазоносностью; в структурах, подготовленных к глубокому поисковому бурению; на открытых месторождениях в продуктивных пластах, не вскрытых бурением. РЕСУРСЫ ВСЕГДА ОЦЕНИВАЮТСЯ.
Понятие запасы и ресурсы разделяет факт получения промышленного притока из продуктивного пласта.
Классификация ресурсов и запасов
Прогнозные ресурсы категории Д2 – ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах крупных тектонических структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих ЛСК прогнозируется на основе региональных геологических, геохимических и геофизических условиях. Количественная оценка этих ресурсов производитсяся по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений или по аналогии с другими более изученными регионами.
Прогнозные ресурсы категории Д1 – ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах крупных тектонических структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка этих ресурсов проводится на основе региональных геологических, геохимических и геофизических исследований или по аналогии.
Перспективные ресурсы категории С3 (Д0) – ресурсы подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в известном нефтегазоносном районе и оконтуренные проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований; ресурсы, не вскрытых бурением пластов на уже разведанных месторождениях, если их продуктивность установлена на других месторождениях данного района. Форма, размер и условие залегания этих залежей определены в общих чертах по результатам геофизических исследований; толщины, ФЭС, свойства нефти принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы категории С3 используются при планировании поисково-разведочных работ и при росте запасов категории С2 и С1.
Предварительно оцененные запасы категории С2 – подсчитываются в объектах:
1) промежуточных и вышележащих пластах, не опробованных в процессе бурения на уже разведанных месторождениях;
2) в неразведанных частях залежей, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий. Форма, размеры залежи, условия залегания, толщины, ФЭС, свойства нефти определены в общих чертах по результатам геофизических и геологических исследований с учетом данных на разведанной части залежи или в целом по аналогии с уже разведанными месторождениями; запасы категории С2 используются для оценки перспектив нефтегазоносности для данного месторождения, для планирования ГРР, для проведения геолого-промысловых исследований, при переводе скважин в вышележащие пласты, частично для проектирования системы разработки.
Разведанные запасы категории С1 – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения в скв промышленного притока и положительных результатов геологических и геофизических исследований в не опробованных скважинах. Тип, форма, размеры залежи, условия залегания установлены по результатам бурения в разведочных (опережающих эксплуатационных) скважин. ФЭС, толщины, тип коллекторов изучены по керну, результатам опробования скважин и ГИС. Свойства флюидов, состав изучены по данным отбора проб. Продуктивность скважин, гидропроводность, пластовое Р и t0, дебиты нефти, изучены по результатам испытания и опробования скважин. Запасы категории С1 должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных для составления техсхемы разработки.
Запасы категории В – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков вскрывших пласт на разных гипсометрических отметках. Изучены в степени достаточной для составления проекта разработки. Запасы категории В подсчитываются по скважинам, разбуренной в соответствии с утвержденной техсхемой.
Запасы категории А – запасы разрабатываемой залежи или ее части. Изучены в степени достаточной для получения полного представления о строении залежи, свойства пластов и нефти, условий разработки. Запасы категории А подсчитываются по залежам, разбуренным в соответствии с утвержденным проектом разработки.
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. 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.