. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

На этой стадии объектами работ служат месторождения и зале­жи, имеющие промышленное значение. Типовой комплекс вклю­чает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повтор­ную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах (ВСП, СК, электроразведка и т. д.). В ряде случаев предусматривается бурение опе­режающих добывающих скважин.

Таким образом, на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработ­ке.

Разведочный этап завершается подсчетом запасов нефти и газа и оценкой эко­номической эффективности проведенных работ.

15 Перспективные ресурсы с3

Категория С₃ — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С₁ и С₂.

22. Подсчет извлекаемых запасов нефти на залежах, подготовленных к разработке (многомерные модели).

Многомерные статист.модели описывают связи между КИН и различными геол-физ и технич. параметрами. Эти модели строятся методами корреляционного анализа различных фактических данных по достаточной выборке длительно разраб объектов. В зависимости от стадии изученности объекта берется различный набор геол-физ и технол параметров. На начальной стадии: относит вязкость нефти, Нэф.нн, объемн.коэфф. пластовой нефти, Кпесч. Модель предложенная В.К.Гомзиковым по данным 35 залежей Азербайджана: КИН=ƒ(μ₀, Кпесч, h_нн, Кпо, Кпр, b).

На более поздних стадиях набор параметров стоит увеличивать. Гомзиков и Молотов по 50 объектам Волго-Урала: КИН=ƒ(μ₀, Кпр, t_пл, h_нн, Кпесч, Квнз, Кнн, S). В.С.Кожакин по данным 42 залежей Волго-Урала: КИН=ƒ(μ₀, Кпр, Vвар, h_нн, Кпесч,S).

Для каждой созданной модели должны быть указаны след.сведения: размер выборки, по материалам какого района создавалась модель, тип коллекторов, диапазон изменений каждого параметра, знач.коэфф. множественной корреляции.

23 Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов и их учет.

При установлении кондиционных пределов определяющими должны быть параметры, характеризующие фильтрационные свойства опробованного интервала. Основным показателем этих свойств является величина проницаемости. При определении проницаемости предпочтение отдается керну, данных которого в каждом опробованном интер­вале явно недостаточно. Широко исполь­зуются геофизические методы: СП и ГМ, на диаграммах которых отражается содержание глинистого материала в терригенном разрезе. Чем выше глинис­тость, тем хуже фильтрационные свойства коллектора. На диаг­раммах СП коллекторы характеризуются отрицательной аномалией ∆U_сп с макси­мальной амплитудой отклонения от линии глин и плотных глинис­тых алевролитов. Для удобства – относительная α_сп=∆U_сп/Еs_max. Еs_max-максимальная амплитуда соотв. наименее глинистым коллекторам. Предложили определять кондиционное значение α_сп^к на основе ста­тистической связи между α_сп и удельной продуктивностью скважин ).

Значение α_сп^к находят или графически, или аналитически по зависимости

Величина α_сп зависит от типа терригенного коллектора, его глинистости, вязкости нефти и изменяется от 0,3 до 0,8. Чем выше глинистость пород и вязкость нефти, тем выше α_сп^к. Для газовых залежей она значительно меньше и изменяется от 0,2 до 0,35.

α_сп^к — для терригенного разреза нельзя использовать для характе­ристики разреза в скважинах, которые бурятся на соленом глинис­том растворе и нефильтрующемся растворе на нефтяной основе, а также в обсаженных трубами скважинах. Используется гамма-метод. Для этого определяется значение относи­тельной амплитуды ∆I_γ:

Значе­ние ∆I_γmin соответствует наименее глинистым породам, а ∆I_γmax — чистым глинам. Кондиционное значение ∆I_γ^к подобно α_сп^к определяется на ос­нове статистической связи ∆I_γ с q_уд.

- характеризует проницаемость коллектора в интервале однородного пропластка (вывел Дахнов для водонасыщ пластов). Где ∆U_сп и ∆U_спмах — аномалии потенциалов собственной поляризации соответственно в изучаемом пропластке и в опор­ном пласте, лишенном глинистых примесей; с — минимальная ве­личина остаточной водонасыщенности, Кв.ост в чистом коллекторе, принятая равной 0,05; р_п — удельное сопротивление пласта.

Для нефгенасыщенных пластов В. Н. Дахнов, Г. М. Золоева, Е. А. Нейман и Н. В. Фарманова:

где ν_сп —поправочный коэффициент, учитывающий влияние огра­ниченной толщины и удельного сопротивления пласта, вмещающих пород и зоны проникновения на величину ∆U_сп; р_в.п — удельное сопротивление водоносного пласта, которое оценивается через ко­эффициенты пористости по зависимости Р_п=ƒ(К_по).