18. Запасы нефти, газа и конденсата подразделяются на 2 группы:

• балансовые – запасы месторождений, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно

• забалансовые – запасы месторождений, вовлечение которых в разработку в наст.время экономически нецелесообразно или технически или технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы – часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С2 и прогнозные – категории Д1 и Д2.

Категория А – запасы залежи, изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, типа коллктора, состава и св-в нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки.

Категория В – запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа.Тип, форма, размеры залежи, состав и св-ва нефти, газа и др.параметры изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Категория С1 – запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах притоков нефти или газа и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин. Литологический состав, тип коллктора, коллкторские св-ва, эффективная нефте- газонасыщенная толщина ПП изучены по керну и материалам ГИС. Состав и св-ва нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин.

Категория С2 – запасы залежи, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований. Форма и размеры залежи, условия залегания, и коллекторские св-ва пластов, состав и св-ва нефти определены в общих чертах.

Категория С3 – перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района. Форма, размер и условия залегания определены в общих чертах.

Категория Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Категория Д2 – прогнозные ресурсы нефти и газа, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.

19. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти них.

При подсчете запасов объемным методом используют формулу: Qизвл=F*h*kп*kн*ρн*θ*η, где

Qизвл – извлекаемые запасы нефти, F – площадь нефтеносности, h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, kп – коэффициент открытой пористости, kн – коэффициент нефтенасыщенности, η – коэффициент нефтеотдачи, ρн – плотность нефти, θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти. θ=V/b, b – объемный коэффициент пластовой нефти.

Площадь нефтеносности определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Кп определяется на основании анализа керна, отобранного из ПП. Кн устанавливают лабораторным путем при исследовании кернов. Кожффициент нефтеотдачи является важнейшим подсчетным параметром при оценке извлекаемых запасов.

20. Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле:

Qг.бал=Qн.бал.*Г₀

где Qг.бал и Qн.бал – балансовые запасы газа и нефти, Г₀ – содержание газа в нефти при начальном Рпл.

Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

21. Подсчет запасов газа объемным методом основан на тех же принципах определения объма залежи, что и объемный метод подсчета нефти:

Qг=F*h*Кп*f*Кг* , где

Qг – начальные запасы газа, F – площадь в пределах контура газоносности, h – эффективная газонасыщенная толщина, Кп – коэффициент открытой пористости, - начальное пластовое давление в залежи, - среднее остаточное давление в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 МПа, - поправки на отклонение УВ газов от закона Бойля-Мариотта

22. Метод подсчета запасов газа по падению Рпл основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения Рпл в процессе разработки газовой залежи.

Q_г=(Q₂-Q₁)(p₂λ₂-p_kλ_k)/(p₁λ₁-p₂λ₂), где Q1 – запасы газа в начале разработки, Q2 – запасы газа в конце разработки.

Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления не применим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газоводонапорном режиме необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды.

23. см.7

24. Конденсат – жидкая УВ фаза, выделяющаяся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат – жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ – пентана и высших, в которых растворено некоторое количество газообразных УВ – бутанов, пропана и этана.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ – пентана и высших. Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего.

Большое значение имеет давление начала конденсации. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.

27. Извлекаемые запасы нефти и газа подразделяются на след.группы:

	Нефть, млн.т	Газ, млр.м3
Очень мелкие	<1	<1
Мелкие	1-5	1-5
Средние	5-25	5-25
Крупные	25-100	25-100
Очень крупные	100-500	100-500
Уникальные (гиганты)	>500	>500

28. Технологическая схема разработки прежде всего включает геологическую часть, в которой подробно описывается:

• орогидрография и геоморфология

• история геологического изучения района

• литолого-стратиграфическое описание разреза

• тектоническое строение площади

• нефтегазоносность разреза

• водоносность.

В следующей части дается геологопромысловая характеристика пласта:

• обоснование границ пласта, обоснование ВНК, ГВК, ГНК, положение контуров нефтеносности, эффективные и нефтенасыщенные толщины

• коллекторские свойства пласта – гранулометрия, пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность по комплексу различных методов

• свойства флюидов в пластовых условиях

• неоднородность пластов

• энергетическая хар-ка залежей

• запасы нефти и газа

В проекте разработки перечень вопросов геологической части остается тем же, что и в технологической схеме разработки, однако все главы этой части излагаются с учетом всех уточнений, полученных в результате изучения и обобщения фактического материала.

К геологической части технологической схемы и проекта разработки прикладываются граф.приложения, показывающие наглядно геол.строение. Сюда включаются корреляционные схемы, геологические разрезы, структурные карты, карты поверхностей ВНК, толщин, распространения коллекторов, песчанистости, расчлененности, изобар и т.д.

29. Каждый документ по проектированию разработки основан на длительном изучении залежей, связанном с поисками, разведкой, оконтуриванием, опробованием, проведением пробной эксплуатации, бурением добывающих, нагнетательных скважин и т.д.

С целью ускорения работ по изучению залежи был принят принцип двустадийного проектирования нефтяных и газовых залежей. На 1ой стадии проектирования разработки обычно составляется технологическая схема разработки, основой которой является фактический материал, получаемый в результате разведочных работ и пробной эксплуатации. 2ая стадия проектирования разработки заключается в составлении проекта разработки ЭО. Основой его является фактический материал, получаемый в результате бурения добывающих и нагнетательных скважин, а также результаты состояния разработки ЭО за весь предыдущий срок – с момента составления технологической схемы разработки.

30. Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Природный режим пласта определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-геофизической характеристикой залежи – термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов идр; степенью гидродинамического взаимодействия залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей – темпы добычи нефти и газа, распределение отбора по объему залежи.

32. Разработка нефтяных залежей осуществляется с применением следующих систем:

• законтурное заводнение – на месторождении бурят одновременно доб.и нагнетательные скважины. Нагнетательные располагают на расстоянии до 500 м от внешего контура в законтурной области. Расстояние между нагнетательными скважинами в 2-3 раза больше, чем между добывающими. Его применяют когда ПП характеризуется однородным строением, высокой проницаемостью, вязкость нефть не превышает 25МПа, когда хорошая гидродинамическая связь залежи с законтурной водоносной зоной.

• приконтурное заводнение- применяют на месторождении с однородным строением, высокой проницаемостью, но когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной водоносной зоной или размеры водонапорной системы незначительны. Нагнетательные скважины бурят в ВНЗ на минимальном расстоянии от внешнего контура.

• внутриконтурное заводнение- бурение начинают с нагнетательных скважин. На 1м этапе эти скважины используют как добывающие. Это необходимо, чтобы снизить Рпл и в последующем облегчить закачку воды в нагнетательные скважины. Вначале нагнетательные скважины используют через одну, а при подходе к тем скважинам, которые эксплуатируются как добывающие, их также начинают использовать как нагнетательные. В результате создается единый фронт закачиваемой воды. Нагнетательные скважины располагают на середине 1го ряда добывающих скважин. При плохих коллекторских свойствах расстояние между нагнетательными скважинами в 1,5-2 раза меньше, чем между добывающими скважинами. Расстояние между нагнетательными скважинами и 1м рядом добывающих скважин в 2 раза больше, чем между рядами добывающих скважин.