Группа запасов НГ и их подсчет и учет

На МР, вв-ых в разр-ку, класс-я обязывает переводить з-сы кат. С₁ и С₂ в более выс. категории по данным бурения и иссл-я доб-х скважин, а в необходимых случаях — по данным доразведки. Если в рез-те доразведки, проведенной на неразрабатывае­мом МР, баланс. и извл-ые запасы кат. А+В+С₁ изменяются по ср-ю с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, то необх-мо запасы пересчитать. Осн. графическим документом при ПЗ служит подсчетный план. ПП состав­ляют на основе структ. карты по кровле про­дукт. ПК или же хорошо прослеживаю­щегося ближайшего репера, расп-го не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносят внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов, а также все пробуренные на дату подсчета запасов скв-ны: разведочные, доб-ие, законс-ые в ожида­нии организации промысла, нагн-ые и набл-ые; давшие безводную н, н с водой, газ, газ с конд-ом, газ с конд-ом и водой; находящиеся в опроб-ии, неопробованные с указанием хар-ки нефте-, газо- и водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации мат-ов ГИС; ликвидирован­ные с указанием причин ликв-ии, вскрывшие пласт, сложен­ный непроницаемыми породами. По испытанным скв-ам указывают: глубину и абс. отметки кровли и подошвы коллектора, абс. отметки ин­т-ов перф-ии, нач. и тек. дебиты н., газа и воды, диаметр штуцера, депрессию, продолж-ть работы, дату появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. По добывающим скважинам приводят: дату ввода в работу, нач. и тек. дебиты и пласт. давление, добытое ко­л-во н, газа, конд-та и воды, дату начала обводнения и сод-е воды в процентах в добываемой продукции на дату ПЗ. При большом количестве скв-н эти сведения помещают в таблице на ПП или на при­лагаемом к нему листе. Кроме того, на ПП дают таблицу с УК-ем величин подсчетных пар-ов, дату, на кот. подсчитаны запасы. При повторном ПЗ на ПП необ­ходимо нанести границы категорий запасов, утв-ых при предыдущем подсчете, а также выделить скв-ны, пробуренные после предыдущего ПЗ . Запасы н, газа, конд-та и СК подсч-т раздельно для газовой, нефтяной, газонеф­тяной, водонефтяной и газоводонефтяной зон по типам колл-в для каждого пласта залежи и МР в целом с обя­зательной оценкой перспектив всего МР. Запасы со­держащихся в н. и газе компонентов, имеющие пром. Зн-ие, учитывают в границах ПЗ нефти и газа.

17. Подсчет запасов нефти объемным методом

Объемный метод основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условия залегания нефти в них. Сущность метода: определение массы нефти, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти.

Варианты объемного метода:

1. Собственно-объемный :

При подсчете запасов нефти используется следующая формула:

Q_изв – извлекаемые запасы нефти, т; F – площадь нефтеносности, м²; h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; к_П – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; к_Н – коэффициент нефтенасыщенности; η – коэффициент нефтеотдачи; ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³; θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

Fh – объём залежи; Fhк_П – поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь); Fhк_Пк_Н – нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта); Fhк_Пк_Нη – объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность при существующих способах разработки залежи; Fhк_Пк_Нηθ - объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; Fhк_Пк_Нηθρ – запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (промышленные или извлекаемые запасы).

где: Q₀ – балансовые запасы (начальные геологические) – запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Площадь нефтеносности (F) – определяется на основании данных об абсолютных отметках ВНК и о положении контуров нефтеносности. Измеряется планиметром с подсчетного плана (строится на базе структурной карты) в пределах среднего контура нефтеносности, т.е. линией, расположенной по середине между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Для установления контуров нефтегазоносности необходимо тщательное определение положение ВНК (по результатам опробования скважин и данным исследования керна). При значительной геолого-физической неоднородности продуктивного горизонта и наличии переходных зон условное положение ВНК принимается на уровне абсолютной отметки нижних дыр перфорации скважины, давшей при опробовании чистую нефть с самыми низкими гипсометрическими отметками.

Эфективная нефтенасыщенная мощность (h) – определяется по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Для определения h необходимо оценить эффективную мощность (мощность части разреза представленного коллекторами промышленного значения – те породы-коллектора, способные при существующих технических и технологических условиях эксплуатации отдавать нефть или газ в промышленных количествах). Породы со значениями коллекторских параметров ниже кондиционных значений не должны учитываться.

Объем продуктивной части пласта (Fh) – определяется арифметическим способом ( ), методом графического интегрирования (Основой является карта эфф-й нефтенас-й мощности. Вначале определяются площади нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или изопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта (Н_ЭФФ=f(L)) вычерчивается в масштабе и его площадь вычисляется как сумма площадей, составляющих его фигуру. Таким же образом расчитываются площади сечения по остальным профилям. Для определения объема проводят продольный профиль, соединяющий середины поперечных профилей. Далее вычерчивают график зависимости F=f(L) и определяют объем как сумму объемов, составляющих фигуру.

Коэффициент открытой пористости (к_П) – определяется на основании анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивного разреза. Однако вынос керна не всегда производится, поэтому используют результаты промыслово-геофизических методов (электрометрия, радиометрия, акустика). Также необходимо исключать образцы с некондиционными свойствами.

Коэффициент нефтенасыщенности (к_Н) – степень насыщения порового пространства пород нефтью. Определяют лабораторными методами (метод центрифуги, полупроницаемых мембран и т.д.) и методами промысловой геофизики. к_Н = 1 - к_В (к_В – коэффициент водонасыщенности).