5. Взаимосвязь категорий запасов и ресурсов с этапами и стадиями грр

Региональный этап.

1. На стадии прогноза нефтегазоносности оцениваются прогнозные ресурсы Д₂ и частично Д₁.

2. На стадии оценки зон нефтегазонакопления оцениваются прогнозные ресурсы Д₁ и частично Д₂.

Поисково-оценочный этап.

1. На стадии выявления объектов поискового бурения оцениваются прогнозные локализованные ресурсы Д_1л.

2. На стадии подготовки объектов к поисковому бурению оцениваются перспективные ресурсы категории С₃.

3. На стадии поиска и оценки месторождений подсчитываются предварительно оцененные запасы С₂ и частично разведанные запасы С₁.

Разведочный этап.

На стадии разведки и пробной эксплуатации подсчитываются разведанные запасы С₁ и частично предварительно оцененные запасы С₂.

6. Понятие о неоднородности. Классификация неоднородности. Необходимости изучения неоднородности. Классификация неоднородности Л.Ф. Дементьева. Коэффициенты макронеоднородности (расчлененности, песчанистости, распределения коллектора). Влияние неоднородности на процесс разработки месторождений.

Неоднородность пластов – это изменчивость форм залегания, коллекторских свойств в пределах одного горизонта или всего эксплуатационного объекта. Геологическая неоднородность оказывает существенное влияние на характер перемещения флюидов при разработке, на первоначальное распределение запасов по площади залежи, поэтому ее изучение необходимо для обоснования рациональной системы разработки и подсчета запасов. Существует несколько подходов в оценке неоднородности пластов:

Классификация неоднородности по Дементьеву (при этом подходе залежь рассматривается в системно-структурном виде):

1. Ультра-микро-неоднородность – характеризует неоднородности коллектора по размерам минеральных зерен породы, как правило размеры частиц нефтесодержащих пород изменяются в пределах 0,01-1 мм, изучение данного типа неоднородности особенно необходимо при исследовании процессов вытеснения нефти на поровом уровне.

2. Микро-неоднородность – показатель изменчивости геолого-физических свойств коллектора (литологический тип, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.).

3. Мезо-неоднородность – неоднородность в распространении на площади залежи коллекторов с разной продуктивностью, позволяет выделить работающие и неработающие пропластки и контролировать передвижение ВНК.

4. Макро-неоднородность – показывает неравномерность распределения по площади залежи коллекторов и неколлекторов, позволяет выделить зоны выклинивания, замещения коллектора, определить форму и тип залежи.

5. Мета-неоднородность – характеризует степень изменчивости крупных частей залежи по характеру насыщения, позволяет решать вопросы о системе размещения скважин, о целесообразности выделения эксплуатационных объектов.

Классификация неоднородности Чоловского. Он выделяет 2 вида неоднородности:

1. Макро-неоднородность – пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи, разделяет на 2 вида:

   • По толщине пласта (вертикальная неоднородность) – проявляется в случае присутствия в разрезе нескольких продуктивных пластов, причем в разных участках залежи их количество может быть разным.

   • По простиранию пласта (площадная неоднородность) – проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин вплоть до нуля и наличий зон выклинивания.

Графическое представление – по толщине (на геологическом профиле или схеме корреляции), по простиранию (по картам распространения коллекторов и карты толщин (изопахит)).

б) Микро-неоднородность – показатель изменчивости ФЕС коллекторы в пределах залежи. Выделяют неоднородность: по пористости, по проницаемости, по нефтенасыщенности. По проницаемости выделяют: зональную неоднородность, которая описывает изменчивость проницаемость по площади, и слоистую неоднородность – описывает изменение проницаемости по разрезу. Графически можно представить в виде карт пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также карт распространения коллекторов с разной степенью продуктивности.

Изучение неоднородности позволяет:

При проектировании разработки и подсчете запасов: 1. Моделировать форму залегания коллекторов; 2. Конкретизировать места слияния пластов как возможные зоны перетока флюидов; 3. Определить целесообразность выделения эксплуатационных объектов; 4. Обосновывать эффективное расположение добывающих скважин на залежи.

В период разработки залежи: 1. Квалифицированно планировать и проводить мероприятия геолого-промыслового контроля; 2. Детально оценивать охват залежи процессом дренирования (бурения); 3. Обоснованно реализовывать технологические мероприятия по увеличению эффективности разработки; 4. Выбирать опытные участки для проведения новых способов воздействия на пласты.

Качественные показатели неоднородности: Коэффициент песчанистости (К_п) – показывает долю коллектора в объеме пласта К_п=h_эф.н/h_общ. Коэффициент расчлененности (К_р) - показывает число проницаемых пропластков, слагающих продуктивный горизонт К_р=Σn/N, где Σn – число прослоев вскрытых скв, N – общее количество скв. Коэффициент распространения коллектора – показывает степень прерывистости в распространении пласта К_р.к.=S_к/S_общ.