- •Нгпг и пз
- •Классификация ресурсов и запасов
- •2. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •3. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •4. Подсчет запасов нефти и газа на разрабатываемых площадях (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •5. Взаимосвязь категорий запасов и ресурсов с этапами и стадиями грр
- •7. Классификация пластовых вод по происхождению. Виды пластовых вод нефтяных и газовых месторождений. Связь гидрогеологических этажей с нефтегазоносными комплексами.
- •8. Понятие о внк. Форма поверхности внк. Переходная зона. Обоснование положения внк по данным опробования скважин и гис.
- •9. Понятие о природном режиме залежи. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах. Факторы, влияющие на формирование режима залежи. Режимы вытеснения и истощения.
- •10. Природные режимы вытеснения в нефтяных залежах (виды режимов, на примере одного из режимов - геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •11. Природные режимы истощения в нефтяных залежах (виды режимов, на примере одного из режимов геологических условий проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •12. Понятие о корреляции скважин. Типы корреляции. Основные принципы корреляции разрезов скважин. Методика проведения детальной корреляции, ее назначение и использование.
- •13. Понятие об эксплуатационном объекте. Варианты разработки э.О. Принципы выделения э.О. Количественные критерии, характеризующие эффективность выделения э.О.
- •14. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Комплексные геолого-промысловые характеристики продуктивных пластов (гидропроводность, проводимость, пьезопроводность). Формула Дюпюи.
- •16. Основные стадии разработки залежи. График разработки. Показатели процесса разработки. Динамика основных показателей на разных стадиях разработки.
- •18. Скважины, бурящиеся на эксплуатационном объекте в течение времени разработки. Классификация скважин по назначению. Динамика фонда скважин.
- •1. Законтурное заводнение.
- •2. Приконтурное заводнение.
- •3. Внутриконтурное заводнение.
3. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
Исходная информация: промышленно значимые месторождения и залежи кат. С1, С2, подсчитанные в соотношении 80% к 20%; поисково-оценочные скважины, переведенные в разведочные; разведочные скважины; разведочные, переведенные в опережающие эксплуатационные (либо пробурены специально); по полному комплексу исследований скважин определяются основные геолого-промышленные и подсчетные параметры, необходимые для составления технологической схемы разработки.
Определение основных параметров:
1. Площадь залежи. Конфигурация изогипс может быть уточнена с учетом пробуренных скважин (карта по ОГ). Граница залежи уточняется по схеме обоснования ВНК, построенной по всем пробуренным скважинам. Уточняется положение зон замещения, выклинивания, нарушений.
2. Толщина hэф.н определяется поинтервально с учетом кондиционных значений пористости и нефтенасыщенности. В формулу hэф.н подставляется как средневзвешенное по площади залежи. Строится карта изопахит.
3. Коэффициент открытой пористости – берутся кондиционные значения.
4. Пересчетный параметр и плотность нефти определяются как среднее арифметическое при количестве скважин не более 20 или как средневзвешенное по площади при количестве скважин более 20.
5. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.
Особенности ПЗ:
Кроме суммирования запасов нефтяной и водонефтяной зон подсчет ведется по отдельным пластам. - для однородного коллектора.
Однородный коллектор и закономерное изменение по площади залежи свойств нефти:
Неоднородный коллектор и изменение ФЕС по площади
Неоднородный коллектор и закономерное изменение по площади ФЕС и свойств нефти
Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей различной степени направленности между ФЕС и толщиной пласта
Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей между толщиной и ФЕС + закономерное изменение параметров по площади
Для газовых залежей формулы аналогичны, но нет разделения на пласты.
4. Подсчет запасов нефти и газа на разрабатываемых площадях (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
Объект исследования: отдельные залежи, многопластовые месторождения.
Исходная геологическая информация: высокая плотность разбуренности залежи по тех. схеме или по проекту разработки; большая изученность залежи по разрезу и по площади.
Задачи: детализация границ распространения коллекторов с разной продуктивностью, что позволяет более дифференцировано подходить к подсчет; запасов.
На данном этапе (в зависимости от степени изученности) подсчитываются запасы категорий С1+В, А+В+ С1 или А+В.
Обоснование подсчетных параметров:
F- площадь
На данном этапе проводится уточнение площади залежи, а именно - более точное расположение границ выклинивания или замещения коллектора, а также выделение в пределах залежи участков коллекторов, имеющих разную продуктивность.
а) определение границ выклинивания и литолого-фациального замещения коллекторов можно определить геометрически по методу экстраполяции градиента изменения мощности пласта. Расчет производится по профилю не менее чем из 3-х скважин.
G= H2-H1 / L1 - градиент изменения мощности
L0— (L1 /Δh ) * Н - положение точки выклинивания пласта (Δh=H2-H1)
б) определение границ распространения коллекторов также может быть проведено путем прослеживания изменения по площади залежи геофизических параметров αсп или ΔJγ (на основании которых определялись кондиционные значения ФЕС продуктивных пластов). Для этого составляется карта параметра αсп (или ΔJγ) на которой методом интерполяции проводится значение αсп критическое (соответствующее минимально допустимому значению пористости), разделяющее зону наличия или отсутствия коллекторов.
Для выделения на картах зон различной продуктивности коллекторов используются известные зависимости αсп = f (qуд.), (как функция удельного дебита скважины). Высокопродуктивные интервалы отделяются от низкопродуктивных значением - αсп граничное. Границу НПК-ВПК определяют по линии наклона кривой.
Затем обе границы коллектор-неколлектор и ВПК-НПК, переносятся на карты эффективных и эф.н.н. толщин, на основе которых ведется расчет нефтегазонасыщенных объемов залежи.
Все остальные параметры определяются аналогично определению таковых на разведочном этапе. Особенностью определения подсчетных параметров является то, что они вычисляются для зон высокопродуктивного и низкопродуктивного коллектора, а также для отдельных пропластков и нерасчлененных пластов.
Подсчет запасов нефти и свободного газа на залежах, находящихся в разработке ведется с учетом:
- количества пластов (n) - Σ
- количества пропластков (m) - Σ
- выделения площадей с категориями запасов С1 и В на залежах, разбуренных по тех. схеме или по проекту ОПЭ., или кат. В и А (при разбуривании по проекту разработки) - Σ
выделения зон пласта - ВНЗ и НЗ - Σ
выделения коллекторов с различной продуктивностью - ВПК, НПК - Σ
Формулы для ПЗ на разрабатываемых месторождениях имеют тот же вид, что и на стадии подготовки к разработке, но количество сумм увеличивается.
1) неоднородный коллектор + изменение параметров нефти по площади:
2) и т.д.