2 курс 4ий семестр / Промысловая геология / Бурханов_Р_Н___Гуревич_В_М___Сабирзянова_З_М___Малахов_В_А_«Промысловая_геология_и_геохимия»_Методические_указания_по_в
.PDFМетодика определения типа метанеоднородности подсчетного объекта
Тип метанеоднородности объекта определяется по таблице 1.1. Для этого следует сравнить отметки залегания кровли, подошвы и водонефтяного
которых отметка ВНК больше отметки кровли и меньше отметки подошвы
контакта в скважинах. Например, на залежи имеются скважины, в которых отметка ВНК (по модулю) больше отметки кровли объекта иАГНИскважины, в
объекта. В этом случае в структуре залежи необходимо определить
пространственное положение нефтяной и водонефтяной зон. Для этого
необходимо определить положение внутреннего контура нефтеносности,
совместив структурную карту по подошве и карту ВНК объекта. Если на
залежи был обоснован горизонтальный ВНК, внутренний контур
нефтеносности определяется на структурной карте по подошве объекта (по
изолинии подошвы, отметка которой совпадает с отмет ой ВНК). В любом |
||||||||||
случае |
внутренний |
контур нефтеносности опр д лякатся |
с |
помощью |
||||||
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
структурной карты по подошве объекта, а внешний еконтур нефтеносности с |
||||||||||
помощью структурной карты по кровле подсчетн готбъекта. |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Изучение емкостных свойств коллекторов и построение |
||||||
|
|
|
параметрических карт пористости и нефтенасыщенности |
|||||||
|
|
Емкостными свойствами коллекторовбл будем называть их открытую |
||||||||
пористость и характер насыщенностии. Количественными |
характеристиками |
|||||||||
емкостных |
свойств являютсябкоэффициенты |
открытой |
пористости и |
|||||||
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
нефтенасыщенности, которые изменяются как по площади распространения, |
||||||||||
так и |
по толщине подсчетного объекта. Изучить степень их изменчивости |
|||||||||
|
|
|
|
нн |
|
|
|
|
|
|
можно, построив карты открытой пористости и нефтенасыщенности, которые |
||||||||||
часто |
называют параметрическими картами. Для построения этих карт |
|||||||||
|
|
|
|
ро |
|
|
|
|
|
|
предварительн го г товят схемы расположения скважин и данные об открытой |
||||||||||
пористости |
и нефтенасыщенности подсчетного |
объекта. |
При |
построении |
||||||
параметрических карт рекомендуется придерживаться следующих правил: |
||||||||||
|
|
• на схеме расположения скважин подписываются значения емкостного |
||||||||
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
||
свойства объекта в каждой из скважин; |
|
|
|
|
||||||
|
|
• |
изображаюткт |
положение зон ОП,ОК,КК,ГК,К.ГК,Г.КК, если они были |
||||||
выявлены в структуре подсчетного объекта; |
|
|
|
|
||||||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л• показывают контуры нефтеносности, если они были выявлены в |
||||||||||
структуре подсчетного объекта; |
|
|
|
|
||||||
|
|
• |
построение |
карты производится методом |
треугольников, но линии |
|||||
интерполяции не должны пересекать зону отсутствия, а на карте нефтенасыщенности также водоносную зону пласта;
При анализе параметрических карт указывают:
• скважины с максимальным и минимальным значением емкостного свойства;
11
• площадные закономерности в изменении емкостного свойства;
• интервалы изменения емкостного свойства в зонах ГК, КК, К.ГК и Г.КК;
• интервалы изменения емкостного свойства в НЗ и ВНЗ;
• интервалы изменения емкостного свойства на линии выклинивания пласта, а на карте нефтенасыщенности также на внешнем контуре
нефтеносности; |
|
• участки с повышенными и пониженными |
значениями емкостных |
свойств. |
АГНИ |
|
|
На рис.1.1 приводится образец карты открытой пористости. |
|
Максимальное значение Коп составляет 0.215 в скв.1, |
а минимальное 0.171 в |
скв.10. На линии выклинивания подсчетного объекта Коп варьирует в интервале значений 0.18-0.2, а на линии фациального замещения 0.17-0.19. В зоне распространения кондиционных коллекторов Коп изменяется от 0.17 до 0.215, а в зоне распространения глинистых коллекторов от 0.17 до 0.19. Зона
относительно высоких значений Коп |
ограничивается |
изолинией 0.21, а |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
относительно низких -изолинией 0.18. Карта нефтенасыщенности подсчетного |
||||||||||
объекта анализируется аналогично. |
|
|
о |
|
ка |
|||||
|
|
|
|
Карта открытой порист ститКоп |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
нн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ро |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
Рис.1.1 Образец карты открытой пористости.
6. Обоснование подсчетных параметров
Подсчетными будем называть параметры, которые необходимо определить для подсчета запасов нефти и попутного газа объемным методом. Они рассчитываются как для глинистых, так и для кондиционных коллекторов подсчетного объекта.
6.1. Площадь нефтеносности
Площадь распространения кондиционных коллекторов Fк включает зоны КК и К.ГК и может быть определена с помощью планиметра на карте αсп или на карте толщины кондиционного коллектора (hк.к). Можно воспользоваться
строения и степе и изученности подсчетного объекта могут быть обоснованы
миллиметровой |
бумагой, |
предварительно |
|
рассчитав |
площадь |
ее |
миллиметрового сегмента (Sп) с учетом масштаба карты, на |
АГНИ |
|||||
оторой она будет |
||||||
использована. Наложив лист миллиметровой |
бумаги на арту необходимо |
|||||
рассчитать количество сегментов (n) на площади, котораякаограничивается |
||||||
внешним контуром нефтеносности залежи. Искомую площадье |
вычисляют затем |
|||||
по формуле |
|
|
|
т |
|
|
|
|
F=Sп∙ n . |
о |
(1.15) |
||
|
|
и |
|
|
|
|
Аналогичным образом определяют площадь распространения |
||||||
глинистых коллекторов Fк, которая включаетбл |
зоны ГК и Г.КК. Из подсчета |
|||||
следует исключить площади водонасыщенныхи |
коллекторов, если в структуре |
|||||
объекта была выделена водонефтянаябзона. |
|
|
|
|
||
6.2. Определение средних значений подсчетных параметров |
|
|||||
|
ая |
|
|
|
|
|
Подсчетные параметры в зависимости от особенностей геологического |
||||||
|
нн |
|
|
|
|
|
по среднеарифметическим, средневзвешенным по площади или объему, а также
кт параметрамие . Для этого строят корреляционные зависимости между hэфф.н и Коп,
среднегеоме ическим, |
среднегармоническим |
и |
другим |
значениям. |
Рекомендуе сяроизучить характер корреляционных связей между подсчетными |
||||
hэфф.н и Кн, а также между Коп и Кн, примерный вид которых показан на рисунке
1.2. Выявлен линейный характер зависимости между нефтенасыщенной |
|
Э |
|
толщинойл |
и коэффициентом открытой пористости. При выявлении линейных |
или иных зависимостей рассчитывают средневзвешенные по толщине значения подсчетных параметров. В данном примере среднюю пористость пласта следует вычислить как средневзвешенную по объему пласта. При выборе способа расчета среднего значения подсчетного параметра следует воспользоваться таблицей 1.2. Средние значения подсчетных параметров необходимо обосновать как для кондиционных, так и для глинистых коллекторов. При взвешивании подсчетных параметров строятся карты
13
произведений Коп и Кн, Коп и hэфф.н или Кн и hэфф.н. Предварительно подготавливают схему расположения скважин и для каждой из скважин
рассчитывают произведение соответствующих подсчетных параметров. Карты строятся методом треугольников, но линии интерполяции не должны пересекать зону ОП. Карты произведений подсчетных параметров строятся как для кондиционных, так и для глинистых коллекторов. На рис. 1.3 приводится образец карты произведения Коп и hэфф.н кондиционных коллекторов
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
АГНИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ро |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 1.2 Образцы корреляционных зависимостей
14
Таблица 1.2
Обоснование средних значений подсчетных параметров
|
Метод |
|
|
|
|
|
|
Карты |
|
|
|
определения |
|
|
|
|
|
произведения и |
|||
|
среднего |
|
|
|
|
|
параметрические |
|||
|
значения |
|
Условия применения метода |
карты, которые |
||||||
|
подсчетного |
|
|
|
|
|
необходимо |
|||
|
параметра |
|
|
|
|
|
построить для |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
определения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
среднего значения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
параметра |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГНИ |
|
|
Среднеарифмет |
Подсчетный параметр мало меняется по |
|
|
||||||
|
ический |
|
|
толщие и площади подсчетного объ ктака, |
||||||
|
|
|
|
|
незначительное |
количество определенийе |
|
|
||
|
|
|
|
|
параметра или |
распределение |
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
параметра |
|
|
|||
|
|
|
|
|
подчиняется нормальному законуо |
|
|
|||
|
Средневзвешен |
Подсчетный параметр закономернои |
Параметрические |
|
||||||
|
ный по |
|
|
изменяется по площади, т.е. имеется |
карты Коп , Кн и |
|||||
|
площади |
|
неодинаковые по площади участки с |
hэфф.н |
||||||
|
|
|
|
|
повышенными и пон женнымибл |
его |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
значениями, а также в случаях |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
неравномерной сеткиб скважин |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Выявлена между Коп и Кн |
|
Коп · Кн |
|
||
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
Средневзвешен |
Выявле а зависимость между Коп и hэфф.н |
Коп · hэфф.н |
|||||||
|
ный по объему |
нн |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выявлена зависимость между Кн и hэфф.н. |
Кн · hэфф.н. |
|
|||
|
|
|
|
ро |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
Выявлены зависимости между Коп и Кн, |
Коп · Кн · hэ.н |
|||||
|
|
|
Кн и hэфф.н, Коп и hэфф.н |
|
|
|
||||
|
л |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднегеометри Отбраковка возможных ошибок при ческий и определении параметров среднегармонический
15
Карта произведения Коп и hэфф.н
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
АГНИ |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
ро |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
кт |
Рис.1.3 Образец карты произведения Коп и hэфф.н |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
подсчетного объекта. Для определения средневзвешенной по площади |
|||||||||||||||
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
подсч тного объекта величины (Коп·hэфф.н) необходимо определить средние |
|||||||||||||||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
значения произведения Коп и hэфф.н и площади (Fк) между соседними |
|||||||||||||||
изолиниями на карте и затем воспользоваться формулой |
|
|
|
|
|||||||||||
(К |
оп |
× h |
эфф .н |
) = |
0.2055 ×S1+0.207 ×S2 +0.209 ×S3 +0.211×S4 +0.2125 ×S5 |
. |
(1.16) |
||||||||
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
S1+ S2 + S3 + S4 + S5 |
|
|
|
|
|
|||||
Площади коллекторов между изолиниями (S) определяются способами, описанными в Приложениях 1.7 и 1.8. Площадь распространения
16
кондиционных коллекторов закрашивают на карте желтым цветом.
6.3. Плотность нефти и пересчетный коэффициент
Плотность нефти в стандартных условиях и пересчетный коэффициент, который необходим для учета изменений объема нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным условиям, всегда определяются по среднеарифметическим значениям. Среднее значение плотности поверхностной нефти (для терригенных верхнедевонских отложений) составляет 0,857 т/м3, а ее объемный коэффициент В составляет 1,067. Пересчетный коэффициент θ
определяется по формуле |
|
|
θ = 1/В. |
|
(1.17) |
Среднее значение пересчетного коэффициента (для нефти терригенных |
||
верхнедевонских отложений) можно принять 0,937. |
|
АГНИ |
|
|
|
6.4. Обоснование коэффициента нефтеизвлечения |
||
|
ка |
|
Коэффициент нефтеизвлечения η является однимеиз самых сложных |
||
т |
|
|
подсчетных параметров, так он является мн г факторным. Он бывает |
||
проектным, текущим и конечным. При проектированиио |
коэффициента |
|
нефтеизвлечения подсчетного объекта учитываютсяи физические свойства пород-коллекторов и пластовых флюидов и неоднородность коллекторов и
флюидов по этим свойствам, термод нам ческие и гидродинамические условия |
|||
пласта, технико-технологические экономическиебл |
факторы и т.д. Так как в |
||
и |
|
|
в полной мере, |
рамках данного пособия эти вопросы не рассматриваются |
|||
примем следующие значения коэффициентовб |
нефтеизвлечения |
равными 0,4 в |
|
ая |
|
|
|
кондиционных и 0,2 в глинистых коллекторах. Более высокие значения η в
кондиционных коллектор х рекомендуются по данным многолетней разработки |
||||
терригенных |
нн |
примере |
Ромашкинского |
|
верхнедево ских пластов на |
||||
месторождения |
нефти. Более низкие значения η |
в глинистых коллекторах |
||
|
ро |
|
|
|
связаны с тем, что запасы нефти в них относятся к трудно извлекаемым |
||||
запасам, а |
наиб лее оптимальные методы их разработки находятся на стадии |
|||
кт |
|
|
|
|
опытных работ и научных исследований. |
|
|
||
е |
|
6.5. Газосодержание пластовой нефти |
3 |
|
|
|
|
||
Газосодержание пластой нефти –это объем газа Vг, растворенного в 1 м |
||||
Э |
нефти Vпл.н |
|
|
|
пластовойл |
|
|
||
|
|
r = Vг /Vпл.н . |
|
(1.18) |
Газосодержание нефти в терригенных верхнедевонских отложениях в среднем составляет 63,4 м3/т.
17
7. Подсчет запасов нефти и попутного газа
Балансовые запасы в кондиционных коллекторах (Qбк) рассчитываются по формуле
QБК=Fк·hк/к·Коп·Кн·ρ·θ
(1.19) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где: QБК - балансовые запасы нефти в кондиционных коллекторах, т; |
||||||||||
|
hк/к - средняя нефтенасыщенная толщина кондиционного коллектора, м; |
||||||||||
|
Fк - площадь распространения нефтенасыщенных кондиционных |
||||||||||
коллекторов, м2; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коп – средний коэффициент открытой пористости кондиционных |
||||||||||
коллекторов, дол.ед.; |
|
|
|
|
|
|
АГНИ |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Кн - средний коэффициент нефтенасыщенности кондиционных |
||||||||||
коллекторов, дол.ед.; |
|
|
|
|
3 |
ка |
|
|
|||
|
ρ - плотность нефти в стандартных условиях, /ме; |
|
|
||||||||
|
θ - пересчетный коэффициент, дол.ед. |
|
т |
|
|
|
|||||
|
Извлекаемые запасы нефти в кондиционныхоколлекторах Qизвл |
||||||||||
оцениваются по формуле |
|
|
|
и |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.20) |
|
|
|
Q звл.к = QБК · η. |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
бл |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
Запасы попутного газабQизвл.к |
в кондиционных |
коллекторах |
||||||||
рассчитываются по формуле |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
ая |
Qгаз.к=Qизвл · r. |
|
|
(1.21) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовые и извлекаемые запасы нефти и попутного газа в глинистых |
||||||||||
|
|
нн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коллекторах ассчитываются аналогично. При этом определяют: |
|
|
|||||||||
|
QБГ - балансовые запасы нефти в глинистых коллекторах; |
|
|
||||||||
|
Qизвл.г- извлекаемыеро |
запасы нефти в глинистых коллекторах. |
|
|
|||||||
|
Qгаз.г - извлекаемые запасы попутного газа в глинистых коллекторах. |
||||||||||
|
Результатыкт |
расчетов подсчетных параметров и запасов заносятся в |
|||||||||
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
таб ицу (табл. 1.3). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
л |
|
|
Подсчетные параметры и запасы |
Таблица 1.3 |
|||||||
Э |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Подсчетн |
|
|
Подсчетный объект |
|
Итого |
|
||||
|
ые параметры |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
кондицио |
|
глинисты |
|
|
|
||
|
|
|
|
ннный |
|
й |
|
|
|
|
|
|
Fк (Fг), м2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18 |
|
|
|
|
|
|
hк/к (hг/к),
м
Kоп,
дол.ед.
Kн,
дол.ед.
|
ρст, т/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
r, м3/т |
|
|
|
|
|
|
АГНИ |
||
|
θ, дол.ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
запасы всего |
|
|
|
|
|
||
|
QБК (QБГ), т |
|
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
η, дол.ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qизвл.к |
|
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
(Qизвл.г), т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
Qгаз.к |
|
|
|
|
е |
– |
|||
|
(Qгаз.г), м3 |
|
|
|
т |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
8. Обоснование категории запасов и п стр ение подсчетного плана |
|||||||||
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
Структура запасов нефти показана на р с.1.4. Разведанным запасам |
|||||||||
|
|
|
|
бл |
|
|
|
|
|
|
нефти присуждают категории А, В или C1, а предварительно-оцененные запасы |
||||||||||
относят к категории С2. |
и |
|
|
|
|
|
|
|||
|
Запасы категории А - это запасы залежей (месторождений), длительное |
|||||||||
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
время находящихся в разработке |
полностью разбуренных в соответствии с |
|||||||||
по плошади распространения.
проектом разработки. Например, к категории А могут быть отнесены запасы в кондиционных коллекторахая, имеющих значительную толщину, выдержанную
Запасы категории В - это запасы залежей разбуриваемых в соответствии с проектом на разработку или разбуренные по первой технологической схеме
разработки. |
ро |
|
|
|
|
|
||||
Запасы категннрии C1 |
- это |
запасы |
выявленных, |
разведанных |
или |
|||||
разведуемых залежей. К категории С1 могут быть отнесены запасы в глинистых |
||||||||||
|
кт |
|
|
|
|
|
|
|
||
коллекторах. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Запасы_категории C2 |
- |
это предварительно-оцененные запасы |
||||||||
выявл нных |
|
или разведуемых |
залежей |
нефти, а |
также запасы в |
|||||
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
промежуточныхе |
и выше залегающих неопробованных пластах-коллекторах |
|||||||||
разведанных залежей нефти. К категории С2 могут быть отнесены запасы |
||||||||||
нефти |
|
в |
глинистых и |
кондиционных |
коллекторах |
возвратных |
или |
|||
Эвторостепенных |
эксплуатационных объектов, которые |
характеризуются |
||||||||
незначительной продуктивностью. Часто разведка и разработка этих объектов ведется с помощью скважин основного эксплуатационного объекта.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
запасы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
разведанные |
|
|
|
|
19 |
Предварительно-оцененные |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.1.4 Структура и категорийность запасов. |
|
|||||||
|
Подсчетный план является |
основным |
|
документом подсчета |
|||||
запасов, на котором показывают: |
|
|
|
|
|
|
|
АГНИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
∙ |
структурную карту по кровле подсчетного объекта; |
|
|||||||
∙ |
границы зон распространения КК, ГК, К.ГК, Г.КК, ОП и ОК; |
||||||||
∙ |
линии выклинивания и фациального замещения; |
|
|||||||
∙ |
внешний и внутренний контуры нефтеносности; |
|
|||||||
∙ |
подсчетные параметры по скважинам в |
|
виде таблицы, которая |
||||||
прилагается к подсчетного плану; |
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
∙ |
структуру запасов и средние значения параметров; |
|
|||||||
∙ |
границы категории запасов. |
|
|
|
|
е |
|
||
|
|
|
|
|
т |
|
|
||
При изображении категории запасов на подсч тном плане обычно |
|||||||||
используют следующие цветовые обозначения: |
о |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||||
|
А- розовый; |
|
|
|
|
|
|||
|
В- голубой; |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
бл |
|
|
|
|
|
|
|
|
С1-са атныйи; |
|
|
|
|
|
|||
|
С2- желтый. |
|
|
|
|
|
|||
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На подсчетном плане указывают также назначение скважин, |
||||||||
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
глубины и абсолютные отметки залегания кровли и подошвы объекта, |
|||||||||
интервалы и результаты его опро ования, |
накопленные показатели разработки |
||||||||
и другие данные, если они использовались при подсчете запасов. Если производится перевод з п сов в более высокие категории, то показываются их
нн |
|
новые и старые границы. |
|
При изучении котегорииая |
запасов и построения подсчетного плана |
рекомендуется воспользоваться Приложениями 1.1 – 1.4 |
|
ро |
|
В Прил жении 1.1 приводится классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная приказом министерства природных ресурсов Российской Федерации №298 от 01.11.2005 года, которая
вводилась в действие с 1 января 2009 года. Учитывая изменения в приказ от |
|
09.12.2008,ктклассификация вводится в действие с 01.01.2012 года. Выделяются |
|
группыезапасов и ресурсов нефти и газа по экономической эффективности и |
|
Э |
|
категориил |
запасов и ресурсов нефти и газа по геологической изученности и |
степени промышленного освоения. В Приложении 1.2 приводятся классы и подклассы проектов по разработке запасов и ресурсов, а в Приложении 1.3 - порядок определения и выделения категорий запасов по состоянию разработки. В Приложении 1.4 приводятся современные представления по определению и выделению категорий запасов по степени достоверности. Приложения 1.1-1.4 значительно расширяют представления о структуре и категориях запасов
20