Понятие о подсчетных параметрах (исходных данных), оценке ресурсов и подсчете запасов

В процессе геологоразведочных работ выявляются характеристики изу­чаемого объекта - подсчетные параметры, используемые затем для оценки ре­сурсов и подсчета запасов. Они различны на различных этапах и стадиях геоло- го-разведочных работ.

На региональном этапе это данные, контролирующие нефтегазо­носный потенциал - мощность нефтематеринских толщ, мощность региональ­ной покрышки, и др. На поисково-оценочном этапе значение приобретают раз­меры ловушек, мощность коллектора, глубина и тектоническая сложность ло­вушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазонос­ных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами.

• Количественных геологических аналогий. Метод заключается в том, что на эталонных участках определяются зависимости между удельными запа­сами и наиболее информативными факторами, и переноса выявленных зависи­мостей на расчетные участки со сходным геологическим строением.

• На «усредненную структуру». При применении этого метода на эта­лонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчет­ный участок.

• Удельных плотностей запасов. Используя данный метод, на эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивно­го пласта (толщи, комплекса и т.д.), приходящихся на 1 км³ общего объема по­род, или пород-коллекторов, и переносят эти соотношения на расчетные участ­ки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощно­сти, пустотности и других параметров.

На разведочном этапе подсчетными параметрами для нефтяных ме­сторождений являются площадь нефтеносности, эффективная мощность нефте­насыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физиче­ские параметры нефти.

Подсчетными параметрами для газовых месторождений являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи.

Перечисленные параметры используются при подсчете запасов.

Подсчет запасов ведется на основе полученных в процессе разведки фак­тических данных, однако, какие бы современные, надежные и изощренные ме­тоды обработки фактического материала не применялись, достоверные и пол­ные сведения о залежи геолог обычно получает после того, как она полностью отработана. Разработка же всегда начинается в условиях недостаточных дан­ных. Из методов подсчетов запасов наиболее распространены:

Объемный - основан на подсчете насыщенного нефтью объема пустотного пространства залежи.

Падения пластового давления - применяется при подсчете запасов свобод­ного газа.

Растворенного газа, — при котором запасы растворенного газа вычисляются по данным величины начального газосодержания, установленного по глубин­ным пробам.

Материального баланса - базируется на изучении параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи.

Статистический метод подсчета нефти - применяется на поздних стади­ях разработки. Он основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки.

Применяются и другие методы.

Пересчет запасов - это их уточнение. Запасы пересчитывают в тех слу­чаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего ут­верждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и экс­плуатационных работ.

Достоверностью запасов называют максимальное приближение вели­чины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обра­ботки фактического материала и правильного выбора метода оценки.