книги / Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям

Рис. 1.8. Пример выделения ресурсов категории С{

ф- поисково-оценочная скважина;

-граница между категориями запасов Q и С2

2)Разведанная часть залежи (рис. 1.9). Нефтегазоносность за­

лежи установлена на основа­ нии получения промышлен­ ных притоков из опробован­ ных скважин и положитель­ ных результатов ГИС неоп­ робованных скважин. Грани­ ца запасов категории С\ уста­ навливается до контура зале­ жи в пределах ее разведанной части и на расстоянии 2L на неразведанной части залежи.

3) На полностью разведанных залежах (рис. 1.10). Разведочные скважины могут располагаться по радиальной системе (см. рис. 1.10, а) или по системе профилей (см. рис. 1.10, б):

Тип, форма, размеры залежи, условия залегания коллекторов уста­ новлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, его свойства, толщины изу­ чены по керну, результатам опробования и ГИС. Состав и свойства

нефтей изучены по данным опробования скважин. Продуктивность, гидропроводность, пластовые давления и температура, дебиты изу­ чены по результатам испытания и исследования скважин.

Рис. 1.10. Пример выделения ресурсов категории С, : -разведочная скважина; ф - поисково-оценочная скважина;

- граница между категориями запасов С\ и

6. Разведанные запасы категории В

Объектами подсчета являются: 1) часть залежи, разбуренная в соответствии с технологической схемой разработки (рис. 1.11).

2) залежь, полностью разбуренная в соответствии с технологи­ ческой схемой разработки (рис. 1.12).

Тип, форма, размеры залежи, толщина и тип коллектора, харак­ тер изменения коллекторских свойств, нефтегазонасыщенность, со­ став и свойства нефтей, а также основные особенности залежей, оп­ ределяющие условия ее разработки, изучены по результатам бурения

и исследования эксплуатационных скважин, в степени, достаточной для составления проекта разработки.

1. В чем отличие объектов V оценки прогнозных ресурсов категории Д х от категории Д{1

2.Какой объект является предметом оценки прогнозных ре­ сурсов категории Д\ л?

3.Какой объект является предметом оценки прогнозных ре­ сурсов категории С3?

4.Понятие о предполагаемой ловушке.

5.Понятие о выявленной ловушке.

6.Понятие о подготовленной ловушке.

7.Основное отличие «ресурсов» и «запасов»

8.Назовите объект оценки запасов категории С2.

9.Назовите объект оценки запасов категории С\.

10.Назовите объект оценки запасов категории В.

11.Назовите объект оценки запасов категории А.

12.На какой стадии изученности подсчитываются запасы кате­ гории А1

13.На какой стадии изученности подсчитываются запасы кате­ гории В1

14.На какой стадии изученности подсчитываются запасы кате­ гории Cj?

15.На какой стадии изученности подсчитываются запасы кате­ гории С2?

МЕТОДИКА ПОДСЧЁТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

ИСВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ГРР

ВКОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА

1. Подсчёт запасов нефти и свободного газа на поисковом этапе

Впервые разведанные запасы промышленных категорий под­ считываются после бурения 1-й поисково-оценочной (поисковой) скважины в случае получения промышленного притока, т.е. на 3-й стадии поисково-оценочного этапа.

Исходные данные к началу 3-й стадии:

-подготовленная для глубокого поискового бурения ловушка;

-предполагаемая залежь;

-оцененные в пределах предполагаемого контура нефтеносно­ сти ресурсы категории С3 (рис. 1.14).

Рис. 1.14. Подготовленная ловушка с перспективными ресурсами С3. Поисково-оценочный этап, III стадия:

- проектная поисково­

Методы определения параметров для пластово-сводовойзалежи

Площадь нефтеносности (залежи) - F. Определить площадь за­ лежи значит определить положение (абсолютную отметку) ВНК. На поисково-оценочном этапе отметка ВНК определяется по анало­

гии с соседними более изученными объектами, а именно с учётом коэффициента заполнения ловушки, рассчитанного как средняя ве­ личина с учётом всех структур, расположенных в данной структур­ но-фациальной зоне.

Известно, что коэффициент заполнения ловушки определяется как отношение высоты залежи к высоте ловушки - Кзл = /гзал / йлов. Рассматривая залежь в плане, Кзл можно определить как отношение площади залежи к площади ловушки - К зп = £зал / Snов (рис. 1.15).

Рис. 1.15. Определение коэффициента заполнения ловушки (в плане и в разрезе)

Для определения среднего значения для зоны рассмотрим рис. 1.16.

Рис. 1.16. Определение коэффициента заполнения ловушки для зоны:

- подготовленная структура - объект исследования - расположена в данной структурно-фациальной зоне

Коэффициент заполнения ловушки в среднем для зоны опреде­ ляется как отношение суммы площадей (или высот) залежей на уже разведанных месторождениях, в пределах данного вала к сумме площадей (или высот) ловушек (по основному маркирующему гори­ зонту (для Пермской обл. это Пк либо Пп) в пределах последней замкнутой изогипсы) этого вала. = £F(A)3ajI / £F(A)лов.

Пример расчета и графического определения местоположения ВНК на подготовленной структуре приведен на рис. 1.17.

Рассчитав для зоны среднее значение Кт = 0,7 и считая всю вы­ соту залежи за 1, можно графически нарисовать предполагаемый контур нефтеносности:

в подготовленной структуре с учетом коэффициента заполне­ ния ловушки среднего по зоне

После определения границ залежи закладывают и бурят 1-ю поис­ ковую скважину. В случае получения промышленного притока от сква­ жины в радиусе, равном двум шагам будущей эксплуатационной сетки (2£), считаются запасы категории Сь на остальной части, до границ за­ лежи (внешнего контура), - запасы категории С2 (рис. 1.18).

Все остальные пара­ метры для подсчета запасов определяются уже с учетом этой пробуренной скважины:

Нефтенасыщенный объём (FH) определяется как объём коллекторов, в пределах площади с запасами катего­ рии С\\

значений, сделанных по проницаемым интервалам пласта. На опре­ деление свойств коллекторов по данным керна, влияет качество про­ мывочной жидкости, вязкость нефтей и т.д.;

б) по ГИС - как средневзвешенное по толщине продуктивн интервалов для каждой скважины (если скважин несколько, то для залежи в целом - как среднее арифметическое по скважинам).

Все коэффициенты определяются но данным одной пробурен­ ной скважины, либо по аналогии с данными рядом расположенных месторождений (по одновозрастным залежам).

Пересчетный коэффициент и плотность нефти (0, рн) опреде­ ляются в поверхностных условиях; принимаются по данным анализа пластовых проб из 1-й пробуренной скважины или по аналогии дан­ ных о свойствах флюидов соседних залежей.

Пластовые давления и температура (Рпл, /„л) определяются по данным замеров, сделанных в 1-й поисковой скважине. Начальное пластовое давление (Рпл) рассчитывается с учётом глубины до центра тяжести залежи (в пластово-сводовой залежи - центр тяжести при­ нимается на уровне Уг высоты залежи; в массивной - на уровне Уз от ВНК). Коэффициент сжимаемости реальных газов Z рассчитывается, исходя из анализа пробы, полученной из первой скважины, или по аналогии с соседними залежами.

Формулы для подсчета геологических запасов нефти и свободного газа для пластово-сводовой залежи

Методы определения подсчётных параметров для массивных залежей

Площадь нефтеносности (залежи) F, т. е. положение ВНК в массивных залежах определяется также с учетом коэффициента заполнения ловушки, среднего по зоне (см. методику для пластово­ сводовой) и подтверждается сразу же после бурения 1-й поисково­ оценочной скважины (рис. 1.20).