23. Способы определения площади залежи на пОц, разведочном этапах и на стадии разработки.

Площадь нефтеносности. Площадь залежи ограничивается внешним контуром нефтеносности, поэтому для определения данного параметра необходимо определить границы залежи, т.е. положение контура нефтеносности. В зависимости от степени ГРР, а следовательно от степени изученности объекта, положение контура нефтеносности определяется по-разному:

1. На поисково-оценочном этапе площадь залежи определяется на основании структурных карт по ОГ с учетом коэффициента заполнения ловушки средневзвешенного по зоне.

2. На разведочном этапе площадь залежи определяется на основании структурных карт, построенных по результатам бурения поисково-оценочных и разведочных скважин, с учетом данных испытания и опробования этих скважин и построенной схемы обоснования ВНК. Также на разведочном этапе можно уточнить местоположение зон выклинивания и замещения коллектора.

3. В период разработки залежи ее площадь не столько определяется, сколько уточняется, поскольку бурение эксплуатационных скважин позволяет выявлять изменения в конфигурации изогипс, изменения в конфигурации внешнего контура нефтеносности, уточнения зон замещения и выклинивания, либо выявление новых зон замещения и выклинивания.

24. Особенности определения Коп и Кн на пОц и разведочном этапах и на стадии разработки.

1) На ПОц этапе. Коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности и газоносности. Определяются по данным изучения керна как среднеарифметическое, либо по ГИС как средневзвешенное по толщине пласта (методы ГИС). Если определений по первой пробуренной скважине недостаточно или они не отвечают требованиям (с нарушениями), данные коэффициенты могут быть определены по аналогии с месторождениями, расположенными в единой структурно-фациальной зоне.

На разведочном этапе и на стадии разработки. Коэффициент открытой пористости. При определении кондиционных значений используются аналитические зависимости между пористостью и проницаемостью (поскольку проницаемость первоначально определять проще; существуют зависимости между К_п и К_пр). Для определения кондиционных значений используются два геофизических метода: ПС и ГК (оба определяют относительную глинистость разреза). В случае применения ПС – α_сп, ГК использует параметр ΔJ_γ.

Коэффициент нефтенасыщенности. Методика расчета кондиционных значений аналогична. Методы определения нефтенасыщенности.

25. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности.

Запасы – масса нефти, конденсата или объем газа на дату подсчета, приведенные к стандартным условиям. Запасы подсчитываются:

• на залежах, находящихся в разведке;

• на залежах, находящихся в разработке.

ЗАПАСЫ ВСЕГДА ПОДСЧИТЫВАЮТСЯ.

Ресурсы – масса нефти, конденсата или объем газа на дату подсчета, приведенные к стандартным условиям на следующих объектах:

• литолого-стратиграфические комплексы (ЛСК) с предполагаемой или доказанной нефтегазоносностью;

• в структурах, подготовленных к глубокому поисковому бурению;

• на открытых месторождениях в продуктивных пластах, не вскрытых бурением.

РЕСУРСЫ ВСЕГДА ОЦЕНИВАЮТСЯ.

Понятие запасы и ресурсы разделяет факт получения промышленного притока из продуктивного пласта.

Классификация ресурсов и запасов

Прогнозные ресурсы категории Д₂ – ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах крупных тектонических структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих ЛСК прогнозируется на основе региональных геологических, геохимических и геофизических условиях. Количественная оценка этих ресурсов производитсяся по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений или по аналогии с другими более изученными регионами.

Прогнозные ресурсы категории Д₁ – ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах крупных тектонических структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка этих ресурсов проводится на основе региональных геологических, геохимических и геофизических исследований или по аналогии.

Перспективные ресурсы категории С₃ (Д₀) – ресурсы подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в известном нефтегазоносном районе и оконтуренные проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований; ресурсы, не вскрытых бурением пластов на уже разведанных месторождениях, если их продуктивность установлена на других месторождениях данного района. Форма, размер и условие залегания этих залежей определены в общих чертах по результатам геофизических исследований; толщины, ФЭС, свойства нефти принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы категории С₃ используются при планировании поисково-разведочных работ и при росте запасов категории С₂ и С₁.

Предварительно оцененные запасы категории С₂ – подсчитываются в объектах:

1) промежуточных и вышележащих пластах, не опробованных в процессе бурения на уже разведанных месторождениях;

2) в неразведанных частях залежей, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий. Форма, размеры залежи, условия залегания, толщины, ФЭС, свойства нефти определены в общих чертах по результатам геофизических и геологических исследований с учетом данных на разведанной части залежи или в целом по аналогии с уже разведанными месторождениями; запасы категории С₂ используются для оценки перспектив нефтегазоносности для данного месторождения, для планирования ГРР, для проведения геолого-промысловых исследований, при переводе скважин в вышележащие пласты, частично для проектирования системы разработки.

Разведанные запасы категории С₁ – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения в скв промышленного притока и положительных результатов геологических и геофизических исследований в не опробованных скважинах. Тип, форма, размеры залежи, условия залегания установлены по результатам бурения в разведочных (опережающих эксплуатационных) скважин. ФЭС, толщины, тип коллекторов изучены по керну, результатам опробования скважин и ГИС. Свойства флюидов, состав изучены по данным отбора проб. Продуктивность скважин, гидропроводность, пластовое Р и t⁰, дебиты нефти, изучены по результатам испытания и опробования скважин. Запасы категории С₁ должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных для составления техсхемы разработки.

Запасы категории В – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков вскрывших пласт на разных гипсометрических отметках. Изучены в степени достаточной для составления проекта разработки. Запасы категории В подсчитываются по скважинам, разбуренной в соответствии с утвержденной техсхемой.

Запасы категории А – запасы разрабатываемой залежи или ее части. Изучены в степени достаточной для получения полного представления о строении залежи, свойства пластов и нефти, условий разработки. Запасы категории А подсчитываются по залежам, разбуренным в соответствии с утвержденным проектом разработки.

НГПГ