2. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).

Исходная геологическая информация: открытое месторождение или залежь, ПЗ по кат. С₁, С₂ в различном процентном соотношении. Работы: бурятся и опробуются поисково-оценочные скважины, проводятся ГДИ и ГИС, отбор керна, шлама, отбор проб пластовых флюидов.

Определение основных подсчетных параметров:

1. Площадь залежи определяется на данном этапе также, как и на предыдущих. F_з определяется на основе структурной карты по ОГ с учетом коэффициента заполнения ловушки, а также результатов бурения поисково-оценочных скважин. Кроме того, после проведения в поисково-оценочных скважинах опробования строят схему обоснования ВНК и определение абсолютной отметки контакта.

В связи с увеличением степени изученности к третьей стадии появляются некоторые особенности ПЗ:

1. Запасы нефти подсчитываются отдельно для нефтяной зоны и водо-нефтяной зоны.

2. При ПЗ учитывается не вся толщина, определенная по данным ПС или бурения, а только та, в которой коэффициенты пористости и нефтенасыщенности имеют кондиционные значения.

2. Толщина. В разрезах пробуренных поисково-оценочных скважин по данным ГИС или бурения определяется эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина с учетом кондиционных значений коэффициентов пористости и проницаемости. На основе выделенных толщин составляется карта изопахит.

3. 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.

Определение кондиционных значений пористости с использованием параметра α_сп. Величина α_сп кондиционная определяется на основе статистической зависимости между α_сп и удельной продуктивностью скважины q_уд. .

Определяется минимально рентабельный дебит, по нему α_{сп гран}

Строится зависимость между α_{сп.гран} и К_пр. По α_{сп.гран} определяется К_{пр конд}

По зависимости между К_пр и К_оп по К_{пр конд} определяется К_{оп конд}

Метод ΔJ_γ может быть применен в случае, если скважина бурится на глинистом растворе, либо в обсаженных скважинах. Кондиционные значения определяются также, как и α_сп.

4. Коэффициент нефтенасыщенности. Методика расчета кондиционных значений аналогична. Методы определения нефтенасыщенности – ГИС, керн.

5. Пересчетный коэффициент и плотность нефти определяются по пробам нефти и высчитываются как среднее арифметическое. При определении пористости и нефтенасыщенности по керну они берутся как среднее арифметическое, при определении по ГИС – как средневзвешенное по толщине.

6. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи.

7. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.

Формула для ПЗ нефти и свободного газа по окончанию поисково-оценочного этапа.