Классификация ресурсов и запасов XIV Мирового нефтяного конгресса

Запасы нефти
Открытые				Неоткрытые
Установленные		Неустановленные		Потенциально извлекаемые
Разрабатываемые	Неразрабатываемые	Вероятные	Возможные

Таблица 18.

Классификация ресурсов и запасов

общества инженеров-нефтяников США (SPE).

Начальные извлекаемые Iinitial recoverable
					Добыча Production
Текущие извлекаемые Remaining recoverable
					Недоказанные Unproved
Доказанные Proved
Разбуренные Drilled		Неразбуренные Undrilled		Вероятные Probable				Возможные Possible
Разрабатываемые Producting			Неразрабатываемые Unproducting

На рисунке 2.1. приведено сопоставление российской и американской классификаций, запасов нефти и газа (Немченко и др. 1996).

Классификация

Залежь, вскрытая

единичной

скважиной

Американская

Российская

Рис. 2. 1. Сопоставление российской и американской классификаций запасов нефти и газа.

1 – залежь, 2 – запасы по классификации SPE - a – доказанные «разбуренные», б – доказанные «неразбуренные», в – вероятные, г – возможные, 3 – скважины разведочные и эксплуатационные, l – расстояние между скважинами.

2.10.2. Подсчетные параметры (исходные данные) и их определение на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ.

Подсчетными называются параметры, входящие в формулы оценки ресурсов и подсчета запасов. Подсчетные параметры, в соответствии с которыми оцениваются перспективы нефтегазоносности, различны на различных этапах и стадиях геолого-разведочных работ. На региональном этапе подсчетными являются параметры, 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 перенос этих соотношений на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, пустотности и других параметров.

Существуют и другие методы.

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 самым распространенным – объемным методом. Кроме объемного иногда применяются методы материального баланса – для месторождений нефти и по падению давления – для газа. В этом случае параметры берутся из данных опытно-промышленной эксплуатации залежи.