Open Library - открытая библиотека учебной информации. Подсчетный план запасов нефти


Лабораторная работа №3 построение подсчетного плана

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план(рис. 3.1).Подсчетные планысоставляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более, чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

В соответствии с Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной в 2001 г., запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются наразведанные (промышленные) категории А, В, C1и предварительно оцененные– категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3, прогнозные локализованные – категория Д1Л, пpoгнозные – категории Д1 и Д2.

Рис. 3.1. Подсчетный план

Масштаб 1:50000

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:

- категория А - красным;

- категория В - синим;

- категорияС1 - зеленым;

- категория С2 – желтым.

Порядок выполнения работы:

1. Построение подсчетного плана продуктивного пласта.

2. Выделение и обоснование категорий запасов.

Исходные данные:

Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 1.1 (лабораторная работа №1).

Данные бурения и исследования скважин приведены в таблице 2.1.

Выполнение лабораторной работы:

Работа выполняется в порядке, определенном заданием.

1. Подсчетный план (рис. 3.1) составляется на основе структурной карты по кровле пласта (рис. 1.1), составленной в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1:5000 до 1:50000.

На подсчетном плане должны быть показаны условными обозначениями:

а) разведочные и эксплуатационные скважины;

б) абсолютные отметки кровли пласта;

в) эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта;

г) результаты испытания всех пробуренных скважин;

д) внешний и внутренний контуры нефтеносности;

е) границы категорий запасов.

Условные обозначения представлены в таблице 3.1.

2. В зависимости от степени изученности месторождений и подготовленности их к промышленному освоению запасы нефти и газа классифицируют на различные категории – А, В, С1, С2.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом.

В нашем примере при подсчете запасов залежи можно выделить две категории запасов: С1 и С2.

Таблица 3.1

Условные обозначения

Условное обозначение

Пояснение условного обозначения

Абсолютные отметки изогипс кровли

Абсолютные отметки изогипс подошвы

Внутренний контур нефтеносности

Внешний контур нефтеносности

Эксплуатационная скважина

Разведочная скважина

13

1520,8

Номер скважины

Абсолютная отметка кровли (подошвы)

ВНК – 1524

Абсолютная отметка ВНК

Изопахиты эффективных и нефтенасыщенных толщин

Скважина, давшая нефть

Скважина, давшая нефть с водой

Скважина, давшая воду

10

1508,5

11,0 / 11,0

Номер скважины

Абсолютная отметка

Эффективная толщина / Нефтенасыщенная толщина

Граница категории запасов С1 (зеленым цветом)

Граница категории запасов С2 (желтым цветом)

Номер участка подсчета

НЗ

Нефтяная зона

ВНЗ

Водонефтяная зона

Категория С1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для сос-тавления технологической схемы разработки месторождения нефти.

Граница категории С1 определяется расстоянием от скважины до линии, равным удвоенному шагу эксплуатационной сетки. Например, если эксплуатационная сетка равна 500х500 м, то расстояние от скважины до границы категории – 1 км. Это расстояние на подсчетном плане при масштабе 1:50000 равно 2 см. Таким способом выделяется категория С1.

Категория С2 – запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ, геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежи.

Оставшуюся часть площади необходимо отнести к категории С2.

Границы всех категорий с подсчетного плана перенести на карту эффективных и нефтенасыщенных толщин.

studfiles.net

Подсчетный план - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Подсчетный план

Cтраница 1

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1: 5000 до 1: 50000, на которой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета.  [1]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. На плане показаны внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины ( эксплуатационные, разведочные) и их состояние. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [2]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [3]

Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же по хорошо прослеживающемуся реперу вблизи кровли пласта. На подсчетных планах показывают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности, границы категорий запасов и все пробуренные скважины на дату подсчета запасов: а) разведочные; б) добывающие; в) законсервированные; г) нагнетательные и наблюдательные; д) давшие безводную нефть, газ, нефть с водой, газ с конденсатом и водой, воду; е) находящиеся в опробовании; ж) неопробованные с указанием характеристики нефте -, газо -, водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов комплекса методов промыслово-геофизических исследований; з) вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; и) ликвидированные с указанием причины ликвидации.  [4]

На подсчетном плане наносится точное положение устьев, забоев скважин и точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта. Кроме того, на нем помещается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, количество подсчитанных запасов, их категории, а также эти же данные, принятые по решению ГКЗ СССР; указывается дата, на которую подсчитаны запасы.  [5]

На подсчетном плане должно быть точно нанесено положение устьев и забоев скважин и точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта.  [6]

Затем на подсчетных планах отдельных пластов проводят современный и первоначальный контуры нефтеносности и выделяют границы запасов по категориям: разведанную, видимую и предполагаемую.  [7]

Затем на подсчетных планах отдельных пластов проводят современный и первоначальный контуры нефтеносности и выделяют границы запасов по категориям.  [8]

В первую очередь на подсчетном плане определяют границы участка залежи, ограниченного скважинами, пробуренными после последнего подсчета.  [9]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.  [10]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.  [12]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы необходимо нанести границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделить скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.  [13]

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных по предыдущему подсчету, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов. Кроме этих материалов приводят также графики и дополнительный картографический материал, обосновывающий подсчет.  [14]

При повторном подсчете запасов на подсчетных планах должны быть нанесены границы залежей и категорий запасов, утвержденных по предыдущему подсчету, а также.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Подсчетный план - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Подсчетный план

Cтраница 3

Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же по хорошо прослеживающемуся реперу вблизи кровли пласта. На подсчетных планах показывают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности, границы категорий запасов и все пробуренные скважины на дату подсчета запасов: а) разведочные; б) добывающие; в) законсервированные; г) нагнетательные и наблюдательные; д) давшие безводную нефть, газ, нефть с водой, газ с конденсатом и водой, воду; е) находящиеся в опробовании; ж) неопробованные с указанием характеристики нефте -, газо -, водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов комплекса методов промыслово-геофизических исследований; з) вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; и) ликвидированные с указанием причины ликвидации.  [31]

При большом количестве скважин эти сведения помещают в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дают таблицу с указанием величин подсчетных параметров, дату, на которую подсчитаны запасы.  [32]

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта ( пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты по-интервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности.  [33]

Продуктивную площадь устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.  [34]

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.  [35]

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.  [36]

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды ( в процентах) в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчгтном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанных запасов, их категории, величин параметров, принятых по решению ГКЗ СССР, даты, на которую подсчитаны запасы.  [38]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [39]

В процессе разбуривания залежей нефти по технологической схеме и залежей газа по проекту опытно-промышленных работ, а также при разбуривании этих же залежей по проектам разработки ежегодно осуществляется перевод запасов в более высокие категории. В первом случае запасы категории Ci переводятся в категорию В, во втором - запасы категории В переводятся в категорию А. Естественно, перевод в более высокие категории возможен только тогда, когда в скважинах на разбуренных участках проведен комплекс исследований, предусмотренных Инструкцией по применению Классификации. Сущность перевода запасов сводится к следующему. В первую очередь на подсчетном плане определяют границы участка залежи, ограниченного скважинами, пробуренными в отчетном году.  [40]

Подсчетные планы по каждому пласту составляют на основе структурной карты по кровле ( поверхности) продуктивного пласта-коллектора. Масштаб выбирают с учетом размеров и сложности строения месторождения. На плане показаны внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины ( эксплуатационные, разведочные) и их состояние. По испытанным скважинам указывают интервалы перфорации, результаты опробования скважин и другие характеристики. При большом количестве скважин все эти сведения приводят в таблице на подсчетном плане или на отдельном листе.  [41]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

19. Подсчет запасов нефти объемным методом.

В настоящее время осн-м методом явл для п.з. – объемный метод, как основной по к-му утверждают з-чсы по ГКЗ. В качестве контр-х могут применять метод материального контрольного баланса, графоаналитичекие и статистические. Для п.з. составляют подсчетный план на основе струк-й карты кровли и пласта. Подстченый план выполняется в масштабе 1:5000 и 1:50000. На подсчетный план наносят контуры н-г-ностные, указывают категории скв, хар-ку коллектоских св-в, результаты испытаний. Подсчет запасов нефти объемным методом производится по формуле:

F – площадь неф-й залежи в пределах внешнего контура нефтеностности. Для определения площади составляют схему опробывания и испытания скв (продольный профиль по мест 20-30 скв). На профиле в соответствии из гипсометрическим положением продольной части разреза наносят результаты испытаний и хар-ку коллекторских св-в по объектам в разв-х скв. Начальное положение ВНК опреде-ют по самому нижнему интервалу из к-го получена н, или по самому верхнему интервалу из к-го получена вода. Если абс отметку по этим объектам не совпадают то проводят на середине расстояния м/д этими обьектами.

На мест ЗС ВНК часто имеет наклонную форму и тогда для опред-я мощности нефтеностности сначала строят карту поверхностей ВНК по результатам АО ВНК получим в результате испытания развед-х скв.

При пересечении изогипсы ВНК с одноименными изогипсами кровли пласта получаем внеш контур нефтеностности. За внешним контуром находится законтурная зона из скв в к-й получена вода поскольку внешний контур опред-т по данным геолого-разведочных работ, то на нек-х участках он может быть не достаточно обоснован. В этих случаях в процессе пробной экспл-и скв, на к-й составляют проект обосновывают опережающее бурение добывающих скв, к-е уточняют положение внешнего контура или подсчетных параметров. Т.е. на стадии реализации проекта пробной эксплуатации могут уточняться подсчетные параметры или параметры для составления дальнейших докумтов на разработку. Аналогичным образом определяют по карте подошве пласта положение внут котура нефтеностности, т.е. на структ-ю карту подошвы наносят те же изогипсы ВНК и при пересечении одноименных опред-ют положение внутр контура нефтеностности. В его пределах должны находиться скв в к-х Нэф = Ннеф. насыщ. Внут контур хар-т чисто неф-ю часть залежи ЧНЗ. При положении контура с обоих карт опред-т размеры ВНЗ. Чем меньше углы падения пластов, тем больше размеры ВНЗ. ВНЗ неф-я тощина изменяется внешним контуром и нулевые изопахиты опред-т площадь мест. Эти контуры наносят на подсчетные план. В начале по керну, ГИС и результатам испытаний опред-т Н неф.насыщ во всех свк, затем строят карту Нэф.н, затем опред-т h – средневзвешенную нефтенасыщенную толщину пласта. Кп – коэф открытой пористости пород. Его опред-т путем сопоставления пористости опред-й по керну и ГИС. Это необходимо, т.к. при высоких значениях пористости отсутствует вынос керна. И поэтому путем сопоставления можно опред-ть к-я была пористость в тех интервалах, где отсутствует вынос керна.

После этого строят карту пористости и определяют h. Кн – коэф нефтеностности пород. Его опред-т по керну 2-мя способами: 1. Кн=Vн/ Vпор= д.ед

2. Кн=1-Кост.водонас.

ρн- плотность пласт нефти (опред-т по глуб пробам н, к-ю отбирают с сох-ем пластовых условий)

θ – пересчетный коэф для перевода объема н из пласт. условий в поверхностные в связи с выделением газа и усадки нефти. Θ=1/b , b= Vпл.н/ Vн. на поверх.

ηн – Кохв*Квыт

ηн - коэф нефтеотдачи. Определяют по керну.

studfiles.net

Подсчетные объекты запасов нефти и газа

Первый подсчет запасов выявленной (открытой) залежи производится по получении промышленного притока нефти и газа на перспективной площади. В разрезе в качестве подсчетного объекта принимаются пласт или горизонт в зависимости от того, с чем из них связаны залежи на соседних месторождениях той же структурно-фациальной зоны.

Таким образом, иерархический уровень подсчетных объектов на предполагаемых и выявленных залежах остается одним и тем же. Этим определяется преемственность между запасами выявленных залежей, с одной стороны, и перспективными ресурсами предполагаемых залежей с другой. Вместе с тем достоверность запасов, несмотря на то, что в них преобладают запасы категории C2, существенно выше достоверности ресурсов категории Сз, поскольку в первом случае подтвержден сам факт наличия залежи.

На стадии оценки месторождений (залежей) создаются предварительные модели выявленных залежей и месторождения в целом. По мере бурения каждой новой скважины баланс между запасами категорий С2 и C1 изменяется в сторону увеличения последней. Поскольку по данным пробуренных скважин на этой стадии должны быть установлены фазовое состояние УВ залежей, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, типы залежей и их параметры, на ряде залежей появляется возможность первой дифференциации подсчетных объектов и запасов нефти и газа. Так, на пластовых сводовых залежах в качестве самостоятельных объектов в плане выделяются нефтяная (газовая) и водонефтяная (газовая) зоны, характеризующиеся различным насыщением коллекторов нефтью и газом. Однако данных для выделения отдельных объектов в разрезе, как правило, пока недостаточно.

На стадии подготовки месторождения (залежей) к разработке, если разведанная залежь связана с пластом, то в разрезе она рассматривается как единый объект. В случаях, когда нефтяная залежь связана с горизонтом, полученных на этой стадии данных оказывается вполне достаточно для первой дифференциации горизонта на слагающие его продуктивные пласты.

На разрабатываемой залежи должен проводиться комплекс исследований по детализации ее строения, на основе которого осуществляется перевод запасов в категории В и А. По данным исследований в скважинах, пробуренных по более плотной сетке, уточняются границы распространения коллекторов каждого пропластка, выделяемого внутри продуктивного пласта. С учетом данных опробования скважин в терригенном коллекторе устанавливаются кондиционные значения, разделяющие высоко- и низко - продуктивные породы, прослеживаются зоны распространения пластов и пропластков разной продуктивности, рассматриваемые как самостоятельные подсчетные объекты. В карбонатном коллекторе выделяются в разрезе и прослеживаются по площади залежи пласты (пропластки) разных типов коллекторов, отличающиеся друг от друга коллекторскими свойствами.

Таким образом, подсчетные и оценочные объекты, иерархический уровень которых определяется стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей, увязанные на различных уровнях по площади и разрезу, рассматриваются как своего рода элементарные тела сложной системы «нефтегазоносная провинция». Степень элементаризации объекта обусловливается степенью его изученности, в свою очередь определяющей категорийность запасов и ресурсов. Все это в конечном счете позволяет дифференцировать способы подсчета запасов и оценки ресурсов применительно к степени изученности объектов.

oilloot.ru

ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ

При подсчете перспективных ресурсов категории Сз уровень подсчетных объектов в плане соответствует отдельной ловушке, способной аккумулировать нефть и газ. Тип ловушки определяет­ся строением структурно-фациальной зоны. Приуроченность групп связанных между собой ловушек к одной зоне нефтегазонакопления (следовательно, и к одной структурно-фациальной зоне) предопределяет преимущественную приуроченность залежей к од­ним и тем же пластам. Таким образом, при оценке перспектив­ных ресурсов объектами подсчета одного уровня в плане и разрезе являются ловушки и нефтегазоносные пласты. При этом пласт рас­сматривается как минимальное подразделение разреза, способное вмещать самостоятельную залежь.

При любом обобщении всегда возникают трудности с выделе­нием горизонтов, пластов и их пропластков. Исходя из результа­тов изучения условий взаимодействия пластов при их дренирова­нии в случае многопластового строения залежей, М. М. Иванова, И. П. Чоловский и И. С. Гутман предложили количественные кри­терии для решения этого вопроса. В частности, если пачка непро­ницаемых пород прослеживается внутри горизонта более чем на 70 % площади залежи, то она служит разделом между пластами-коллекторами. Пачки непроницаемых пород, распространенные менее чем на 70 % площади залежи, разделяют пропластки кол­лекторов, принадлежащих единому пласту. Если площадь распро­странения каждого непроницаемого пласта не превышает 30 % площади залежи, то такие пропластки не оказывают существенно­го влияния на характер разработки, и пласт можно считать моно­литным.

Первый подсчет запасов выявленной (открытой) залежи про­изводится по получении промышленного притока нефти и газа на перспективной площади. В разрезе в качестве подсчетного объек­та принимаются пласт или горизонт в зависимости от того, с чем из них связаны залежи на соседних месторождениях той же структурно-фациальной зоны.

Таким образом, иерархический уровень подсчетных объектов на предполагаемых и выявленных залежах остается одним и тем же. Этим определяется преемственность между запасами выявлен­ных залежей, с одной стороны, и перспективными ресурсами пред­полагаемых залежей с другой. Вместе с тем достоверность за­пасов, несмотря на то что в них преобладают запасы категории C2, существенно выше достоверности ресурсов категории Сз, пос­кольку в первом случае подтвержден сам факт наличия залежи.

На стадии оценки месторождений (залежей) создаются пред­варительные модели выявленных залежей и месторождения в це­лом. По мере бурения каждой новой скважины баланс между за­пасами категорий С2 и C1 изменяется в сторону увеличения пос­ледней. Поскольку по данным пробуренных скважин на этой ста­дии должны быть установлены фазовое состояние УВ залежей, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллекто­ров, типы залежей и их параметры, на ряде залежей появляется возможность первой дифференциации подсчетных объектов и запа­сов нефти и газа. Так, на пластовых сводовых залежах в качест­ве самостоятельных объектов в плане выделяются нефтяная (га­зовая) и водонефтяная (газовая) зоны, характеризующиеся раз­личным насыщением коллекторов нефтью и газом. Однако дан­ных для выделения отдельных объектов в разрезе, как правило, пока недостаточно.

На стадии подготовки месторождения (залежей) к разработ­ке, если разведанная залежь связана с пластом, то в разрезе она рассматривается как единый объект. В случаях, когда нефтяная залежь связана с горизонтом, полученных на этой стадии данных оказывается вполне достаточно для первой дифференциации гори­зонта на слагающие его продуктивные пласты.

На разрабатываемой залежи должен проводиться комплекс ис­следований по детализации ее строения, на основе которого осу­ществляется перевод запасов в категории В и А. По данным исследова-ний в скважинах, пробуренных по более плотной сетке, уточняются границы распространения коллекторов каждого пропластка, выделяемого внутри продуктивного пласта. С учетом дан­ных опробования скважин в терригенном коллекторе устанавли­ваются кондиционные значения, разделяющие высоко- и низко - продуктивные породы, прослеживаются зоны распространения пластов и пропластков разной продуктивности, рассматриваемые как самостоятельные подсчетные объекты. В карбонатном коллек­торе выделяются в разрезе и прослеживаются по площади зале­жи пласты (пропластки) разных типов коллекторов, отличающие­ся друг от друга коллекторскими свойствами.

Таким образом, подсчетные и оценочные объекты, иерархичес­кий уровень которых определяется стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей, увязанные на различных уровнях по площади и разрезу, рассматриваются как своего рода элемен­тарные тела сложной системы «нефтегазоносная провинция». Степень элементаризации объекта обусловливается степенью его изученности, в свою очередь определяющей категорийность запасов и ресурсов. Все это в конечном счете позволяет дифференцировать способы подсчета запасов и оценки ресурсов применительно к степени изученности объектов.

studlib.info

ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Изобретательство ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

просмотров - 57

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ

При подсчете перспективных ресурсов категории Сз уровень подсчетных объектов в плане соответствует отдельной ловушке, способной аккумулировать нефть и газ. Тип ловушки определяет­ся строением структурно-фациальной зоны. Приуроченность групп связанных между собой ловушек к одной зоне нефтегазонакопления (следовательно, и к одной структурно-фациальной зоне) предопределяет преимущественную приуроченность залежей к од­ним и тем же пластам. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, при оценке перспектив­ных ресурсов объектами подсчета одного уровня в плане и разрезе являются ловушки и нефтегазоносные пласты. При этом пласт рас­сматривается как минимальное подразделœение разреза, способное вмещать самостоятельную залежь.

При любом обобщении всœегда возникают трудности с выделœе­нием горизонтов, пластов и их пропластков. Исходя из результа­тов изучения условий взаимодействия пластов при их дренирова­нии в случае многопластового строения залежей, М. М. Иванова, И. П. Чоловский и И. С. Гутман предложили количественные кри­терии для решения этого вопроса. В частности, если пачка непро­ницаемых пород прослеживается внутри горизонта более чем на 70 % площади залежи, то она служит разделом между пластами-коллекторами. Пачки непроницаемых пород, распространенные менее чем на 70 % площади залежи, разделяют пропластки кол­лекторов, принадлежащих единому пласту. В случае если площадь распро­странения каждого непроницаемого пласта не превышает 30 % площади залежи, то такие пропластки не оказывают существенно­го влияния на характер разработки, и пласт можно считать моно­литным.

Первый подсчет запасов выявленной (открытой) залежи про­изводится по получении промышленного притока нефти и газа на перспективной площади. В разрезе в качестве подсчетного объек­та принимаются пласт или горизонт в зависимости от того, с чем из них связаны залежи на сосœедних месторождениях той же структурно-фациальной зоны.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, иерархический уровень подсчетных объектов на предполагаемых и выявленных залежах остается одним и тем же. Этим определяется преемственность между запасами выявлен­ных залежей, с одной стороны, и перспективными ресурсами пред­полагаемых залежей с другой. Вместе с тем достоверность за­пасов, несмотря на то что в них преобладают запасы категории C2, существенно выше достоверности ресурсов категории Сз, пос­кольку в первом случае подтвержден сам факт наличия залежи.

На стадии оценки месторождений (залежей) создаются пред­варительные модели выявленных залежей и месторождения в це­лом. По мере бурения каждой новой скважины баланс между за­пасами категорий С2 и C1 изменяется в сторону увеличения пос­ледней. Поскольку по данным пробуренных скважин на этой ста­дии должны быть установлены фазовое состояние УВ залежей, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллекто­ров, типы залежей и их параметры, на ряде залежей появляется возможность первой дифференциации подсчетных объектов и запа­сов нефти и газа. Так, на пластовых сводовых залежах в качест­ве самостоятельных объектов в плане выделяются нефтяная (га­зовая) и водонефтяная (газовая) зоны, характеризующиеся раз­личным насыщением коллекторов нефтью и газом. При этом дан­ных для выделœения отдельных объектов в разрезе, как правило, пока недостаточно.

На стадии подготовки месторождения (залежей) к разработ­ке, если разведанная залежь связана с пластом, то в разрезе она рассматривается как единый объект. В случаях, когда нефтяная залежь связана с горизонтом, полученных на этой стадии данных оказывается вполне достаточно для первой дифференциации гори­зонта на слагающие его продуктивные пласты.

На разрабатываемой залежи должен проводиться комплекс ис­следований по детализации ее строения, на основе которого осу­ществляется перевод запасов в категории В и А. По данным исследова-ний в скважинах, пробуренных по более плотной сетке, уточняются границы распространения коллекторов каждого пропластка, выделяемого внутри продуктивного пласта. С учетом дан­ных опробования скважин в терригенном коллекторе устанавли­ваются кондиционные значения, разделяющие высоко- и низко - продуктивные породы, прослеживаются зоны распространения пластов и пропластков разной продуктивности, рассматриваемые как самостоятельные подсчетные объекты. В карбонатном коллек­торе выделяются в разрезе и прослеживаются по площади зале­жи пласты (пропластки) разных типов коллекторов, отличающие­ся друг от друга коллекторскими свойствами.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, подсчетные и оценочные объекты, иерархичес­кий уровень которых определяется стадиями геологоразведочного процесса и разработки залежей, увязанные на различных уровнях по площади и разрезу, рассматриваются как своего рода элемен­тарные тела сложной системы «нефтегазоносная провинция». Степень элементаризации объекта обусловливается степенью его изученности, в свою очередь определяющей категорийность запасов и ресурсов. Все это в конечном счете позволяет дифференцировать способы подсчета запасов и оценки ресурсов применительно к степени изученности объектов.

Читайте также

  • - ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

    ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ При подсчете перспективных ресурсов категории Сз уровень подсчетных объектов в плане соответствует отдельной ловушке, способной аккумулировать нефть и газ. Тип ловушки определяет­ся строением... [читать подробенее]

  • oplib.ru