- •Задачи пз; понятие о запасах и ресурсах; классификация запасов и ресурсов
- •Классификация ресурсов и запасов
- •I. Региональный этап
- •II. Поисково-оценочный этап.
- •III. Разведочный этап.
- •Классификация скважин, бурящихся на разных стадиях грр.
- •I. Региональный этап.
- •II. Поисково-оценочный этап.
- •III. Разведочный этап
- •Выделение категорий запасов и ресурсов на нефтегазоносных объектах Прогнозные ресурсы d2.
- •Прогнозные ресурсы d1.
- •Прогнозные ресурсы d1л
- •Перспективные ресурсы с3.
- •Предварительно оцененные запасы категории с2.
- •Статическая и динамическая модели залежи.
- •Сущность объемного метода.
- •Единицы измерения подсчетных параметров.
- •Понятие о подсчетном плане.
- •Способы расчета параметров из формулы объемного метода.
- •Методика пз нефти и свободного газа на разных стадиях грр и разработки в коллекторах порового типа.
- •I. Пз на второй стадии поисково-оценочного этапа.
- •II. Методика пз нефти и свободного газа по окончанию поисково-оценочных работ.
- •III. Методика пз нефти и свободного газа по окончанию разведочного этапа.
- •Пз запасов нефти и свободного газа в сложнопостроенных коллекторах на разведочном этапе
- •1. Трещинный коллектор
- •2. Трещинно-каверновый коллектор
- •3. Трещинно-поровый коллектор
- •1. В залежах пластово-сводового типа
- •2. В литологических и стратиграфических залежах
- •4. Коллектор смешанного типа
- •Пз конденсата
- •Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутана, сероводорода и других полезных компонентов
- •Пз нефти и свободного газа на разрабатываемых залежах
III. Методика пз нефти и свободного газа по окончанию разведочного этапа.
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. Конфигурация изогипс может быть уточнена с учетом пробуренных скважин (карта по ОГ). Граница залежи уточняется по схеме обоснования ВНК, построенной по всем пробуренным скважинам. Уточняется положение зон замещения, выклинивания, нарушений.
2. Толщина hэф.н определяется поинтервально с учетом кондиционных значений пористости и нефтенасыщенности. В формулу hэф.н подставляется как средневзвешенное по площади залежи. Строится карта изопахит.
3. Коэффициент открытой пористости определяется аналогично. При определении кондиционных значений используются аналитические зависимости между пористостью и проницаемостью (поскольку проницаемость первоначально определять проще; существуют зависимости между Кп и Кпр). Для определения кондиционных значений используются два геофизических метода: ПС и ГК (оба определяют относительную глинистость разреза). В случае применения ПС – αсп, ГК использует параметр ΔJγ
4. 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.
5. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.
Особенности ПЗ:
Кроме суммирования запасов нефтяной и водонефтяной зон подсчет ведется по отдельным пластам. - для однородного коллектора.
Однородный коллектор и закономерное изменение по площади залежи свойств нефти:
Неоднородный коллектор и изменение ФЕС по площади
Неоднородный коллектор и закономерное изменение по площади ФЕС и свойств нефти
Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей различной степени направленности между ФЕС и толщиной пласта
Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей между толщиной и ФЕС + закономерное изменение параметров по площади
Для газовых залежей формулы аналогичны, но нет разделения на пласты.
Пз запасов нефти и свободного газа в сложнопостроенных коллекторах на разведочном этапе
К коллекторам сложного типа приурочены наиболее высокопродуктивные залежи. Сложнопостроенный коллектор – это коллектор карбонатного или терригенного типа, емкость которого обусловлена системой трещин или пустотами трещинно-порового типа.
У карбонатных коллекторов трещинная или трещинно-поровая пористость развивается вследствие процессов выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации (трещинно-кавернозная пористость, трещинно-карстовая), при этом высокая емкость обеспечивается за счет пустот выщелачивания, тогда как матрица этих горных пород относительно непроницаемая.
У терригенных горных пород роль трещин, как емкостей незначительна, хорошие фильтрационные свойства они имеют за счет высокопроницаемой матрицы.
Особенностью ПЗ в коллекторах данного типа является правильное определение Коп и Кн.