14)Категории ресурсов c2 и c1. Выделение этих категорий на нефтегазоносных объектах.

Предварительно оцененные запасы категории C₂ запасы залежи и её части,наличие которых обосновано данными геологических,геофизических исследований:1)неразведанная часть залежи,прилегающая к участкам более высоких категорий.

2)В промежуточных пластах,пройденных бурением,но не опробованных,нефтеносность которых пдтверждена по ГИС.

3)Частный случай:запасы категории C₂ оцениваются на многокупольных месторождениях при условии разведанности одного из куполов.

Тип,форма,рамеры залежей,условия залегания,толщина,коллекторские свойства и свойства флюидов определены на основании геологических и геофизических исследований,с учётом данных по более изученной части залежи и по аналогии с разведанным месторождением в этой же СФЗ.

Разведанные запасы категории C₁ запасы залежи и её части:1)Около скважины в радиусе 2L.2)На разведанной части залежи.

Нефтеносность залежи установлена либо на основании получения промышленных притоков,если скважина опробована или положительных результатов ГИС в неопробованных скважинах.

Тип,форма,размер залежи,условия залегания коллекторов установлены по результатам бурения скважин (разведочных,опережающих-эксплутационных),а так же методом геологических (керн),геофизических исследований.Литологический состав,ФЭС,толщина изучены по керну,ГИС,ГДИ.Состав и свойства флюидов проведены по данным опробования.Продуктивность,гидропроводность,давлене пластовое,температура,дебит изучены по результатам испытаний скважин и ГДИ.

15)Категрии a и b. Выделение этих категорий на нефтегазоносных объектах.

Разведанные запасы категории B запасы залежи и её части:1)подсчитываются на частях залежи,разбуренной в соответствии с технологоической схемой разработки.

2)подсчитываются на залежах полностью разбуренных в соответствии с технологической схемой разработки.

Тип,форма,размер залежи,литология,ФЭС,свойства,состав флюидов,промышленные параметры залежи изучены по результатам бурения эксплутационных скважин в степени, достаточной для составления проекта разработки.

Разведанные запасы категории A запасы залежи или её части:подсчитываются на залежи или части залежи разбуренной в соответствии с проектом разработки.

Степень изученности всех параметров очень детальное:керн,ГИС,ГДИ,3Dсейсморазведка,ВСП(вертикальное сейсмическое профилирование).Добывающие и промышленные возможности залежи изучены в полном объёме.

16)Сущность объёмного метода.Формула для подсчёта запасов.Суть коэффициентов.Единицы измерения.Понятие о подсчётном плане.

Сущность объемного метода закл-ся в опр-ии массы Н или объема свободного Г в пустотном пространстве пор-кол в пределах объекта иссл-я. Флюиды содержатся в порах, кавернах и трещинах, занимая как правило верхнюю часть ловушки, и харак-ся физ-хим св-ми, отличными от поверх-ых условий, поэтому для ПЗ необходимо:

-уст-ть границы залежи (площадь и объем);

-опр объем пор, занятых УВ в пл.ус;

-ввести поправки, связанные с изменением свойств флюидов при извлечении их на поверхность.

Общая формула для ПЗ нефти объемным методом.

Q₀ = F_з · h_эф.н. · k_оп · k_н · Θ · ρ_н

Q₀ – балансовые запасы нефти;

Формулу можно записать через коэффициент эффективной пористости k_эф.п. = k_оп · k_н

Q₀ = F_з · h_эф.н. · k_эф.п. · Θ · ρ_н

Формула для подсчета извлекаемых запасов нефти.

Q_и = Q₀ · η, где η – КИН

Q_и = F_з · h_эф.н. · k_оп · k_н · Θ · ρ_н · η

η = Q_и / Q₀

Все перечисл-е в формулах параметры опр-ся на основании геол исс-ий (керн), ГИС, ГДИ, исс-ие пласти глубин проб н, г и в в скв различного назначения.

Единицы измерения подсчетных параметров.

F_з – тыс. м². h_эф.н. – м. k_оп – д.ед. k_н – д.ед. Θ – безразмерн. Р – МПа. Т - °С. КИН – д.ед. Q_0н – тыс. т. Q_0г – млн. м³.

Θ=1/b,b-объёмный коэффициент.

Θ показывает усадку пластовой нефти при её дегазации на поверхность.Определяется по лабораторным исследованиям глубинных проб (отбирается из скважин расположенных в разных частях залежи).

Подсчётный план – графический документ, служащий основой для промышленной оценки запасов изучаемой залежи.

Подсчётный план представляет собой структурную карту по поверхности продуктивного пласта – коллектора (или карту толщин) с обязательно нанесёнными контурами нефтеносности (внутренними и внешними).

Далее на подсчётный план залежи наносятся все пробуренные скважины с указанием абсолютной отметки данного гор-та и рез-в опробования и испытания.

В опробованных скважинах указывается тип полученного флюида (н + в, н, в, г, г + к).

В неопробованных по данным ГИС: водонефте-газонасыщенность пород – коллекторов.

В испытанных скв-х: указывают глубины и а. о. подошвы и кровли коллектора и интервалов перфорации; начальный и текущий дебиты н. г. и в. d штуцера, величина депрессии на пласт, продолжительность работы.

Кроме этого на плане дана таблица, где указаны все подсчётные параметры, подсчетные категории запасов и даты подсчёта (пересчёта). На планах д. б. нанесены границы категорий запасов.

Данные по ПЗ в таблицах, приводятся раздельно для:

- разных частей залежи;

- разных типов коллекторов;

- раздельно по пластам;

- в целом по месторождению.

- газовой, нефтяной, г-нефт., в-нефт.