Визначення можливої площі нафтогазонасиченості за допомогою коефіцієнта заповнення пастки

Визначення передбачуваної площі перспективної структури за допомогою коефіцієнта заповнення пастки доцільно, якщо:

1) структура підготовлена структурним бурінням або структурним бурінням в комплексі з сейсмічними методами по ВМГ, який розміщений значно вище продуктивних пластів (горизонтів);

2. на розвіданих покладах встановлено виклинювання або літолого – фаціальне заміщення пласта на всю товщину;

3. деякі структури, що розміщені поруч з перспективною, при розбурюванні виявилися пустими. Під пустими розуміють структури в яких по різним причинам при розкурюванні не встановлені поклади нафти і газу.

Величина коефіцієнта заповнення (k_сер.зв) розраховується як середньозважена з урахуванням всіх структур даної структурно – фаціальної зони, що перебувають в глибокому розвідувальному бурінні на дату підрахунку не залежать від їх результатів. Коефіцієнт заповнення пасток розраховується за формулою:

,

де – площі покладів, розвіданих родовищ в досліджуваному продуктивному пласті;

S_k – площі структур в межах нижньої замкнутої ізогіпси на структурній карті ВМГ,, які перебувають в глибокому розвідувальному бурінні (в тому числі площі пустих структур).

Якщо в продуктивному пласті виявленого покладу є декілька продуктивних прошарків, які виклинюються, або спостерігається їх літолого – фаціальне заміщення на всю товщину, внаслідок цього запаси по кожному продуктивному прошарку підраховуються окремо, то в формулі () по таким покладам враховується середня площа. Вона визначається зважуванням продуктивної площі кожного прошарку по його середній нафтогазонасиченій товщині за формулою:

,

де – сумарний (сума) об’єм колекторів нафтогазонасиченої частини прошарків;

– сума середніх значень ефективних товщин нафтогазонасиченої товщини прошарків.

Для розрахунку продуктивної площі на перспективній структурі достатньо її площу S_перс по ВМГ в межах нижньої замкнутої ізогіпси помножити на середній коефіцієнт заповнення:

,

Ця формула дозволяє визначити продуктивну площу, як нафтових так і газових покладів, які можуть бути виявлені на перспективній структурі.

Середнє значення ефективної нафтогазонасиченої товщини пласта ( ) для будь–якого типу покладів розраховується за формулою:

,

де – середні ефективні нафтогазонасичені товщини продуктивного пласта розвіданих покладів;

F_покл.і – нафтогазонасичені площі тих же покладів;

F_персп – передбачувана нафтогазонасичена площа

перспективної структури, яка визначається за вище наведеною формулою.

Принципи визначення решту параметрів підрахунку

Коефіцієнт відкритої пористості (m), коефіцієнт нафто- і газонасиченості (_н) і (_г), перерахунковий коефіцієнт (), густина нафти (_н) для підрахунку перспективних ресурсів нафти, а також газонасиченість і початковий пластовий тиск для оцінки перспективних ресурсів вільного газу приймаються у відповідності з регіональною зміною середніх значень цих параметрів по вже виявлених покладах. Для цього доцільно складати карти зміни цих параметрів в межах структурно – фаціальної зони. В залежності від розміщення перспективних структур відносно вже виявлених покладів середнє значення параметрів встановлюється за допомогою екстраполяції або інтерполяції.

Розрахунок термічного і термобаричного коефіцієнтів для визначення об’єму вільного газу ведеться за допомогою карт ізотерм і ізобар, які складені за даними вже виявлених покладів.

Вміст стабільного конденсату в складі вільного газу встановлюється із середнього потенціального вмісту С₅ + вищі в складі пластового газу покладів, які розміщені поблизу перспективної структури або на основі встановленої закономірності зміни цього параметру.

Величина початкового газовмісту (r₀) для підрахунку ресурсів розчиненого в нафті газу визначається як середнє значення цього параметру по сусідніх покладах або шляхом інтерполяції.

Значення коефіцієнта нафтовіддачі (нафтовилучення) може бути визначено по аналогії з сусідніми покладами, розмір запасів яких одного й того ж порядку, співрозмірні з розмірами ресурсів перспективних структур.