41)Формула подсчета запасов нефти объемным методом. Подсчет запасов ув в сложных геологических условиях.

- площадь, тыс.м2

- эффективная нефтенасыщенная толщина, м

- открытая пористость, доли ед

- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.

- пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

- плотность нефти, т/м3

- коэффициент извлечения нефти, доли ед.

Сложные геологические условия:

- Сложнопостроенные коллектора

- Газонефтяные и нефтегазовые залежи

- Наклонный ВНК

- Нетрадиционные коллекторы, высоковязкие нефти

Сложнопостроенные коллекторы могут быть приурочены к карбонатным и терригенным породам. Для карбонатных коллекторов характерна вторичная пустотность. Эффективная емкость таких коллекторов может быть представлена или только системой трещин, или трещинами в сочетании с пустотами, образовавшимися в результате процессов выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации известняков. При подсчете запасов таких коллекторов необходимо учитывать коэффициенты трещиноватости и эффективной пустотности.

Двухфазное состояние залежей значительно усложняет не только процесс разведки и разработки, но и подсчет запасов нефти и свободного газа. В газонефтяных залежах необходимы дополнительные исследования по обоснованию положения ГНК, кондиционных пределов отдельно для нефтяной и газовой частей залежи, поскольку газ обладает большей проникающей способностью, чем нефть. Значительно усложняется и процесс геометризации пластовых сводовых залежей с нефтяной оторочкой. Определение отметок ГНК в пластовых пересечениях производится по данным опробования, ГИС и ГДК исследований на кабеле.

Выделение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин по данным ГИС производится в соответствии с установленными кондиционными пределами параметров продуктивных пластов и граничными значениями параметров, отделяющими ВПК и НПК. Для подсчета начальных балансовых запасов эффективные нефте (газо) насыщенные толщины в добывающих скважинах, пробуренных на участках залежи, в пределах которых начался подъем ВНК или ГВК, учитываются до уровня первоначального положения контактов.

42)Формула подсчета запасов нефти объемным методом. Понятие извлекаемых запасов нефти. Определение коэффициента извлечения нефти. Понятие коэффициента вытеснения и коэффициента охвата, методы их определения.

- площадь, тыс.м2

- эффективная нефтенасыщенная толщина, м

- открытая пористость, доли ед

- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.

- пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

- плотность нефти, т/м3

- коэффициент извлечения нефти, доли ед.

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей,, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами.

Методы:

1. Определение коэффициента извлечения нефти по вновь открытым залежам и на стадии оценки месторождений (залежей) по многомерным статистическим моделям

Этот метод основан на использовании результатов большого числа длительно разрабатываемых залежей, по которым величина конечного коэффициента извлечения установлена достаточно уверенно. Конечный коэффициент извлечения по каждой залежи получают с учетом добычи накопленной и ожидаемой за оставшийся период разработки.

2. Определение коэффициента извлечения нефти при подсчете запасов залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей

2.1. Покоэффициентный метод

η – КИН

Квт – коэффициент вытеснения;

Кз – коэффициент заводнения;

Кохв – коэффициент охвата.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100 %. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99 %).

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасьгщенному объему этого пласта.

2.2. Гидродинамические метооы

Методику расчета технико-экономических показателей и в том числе коэффициента извлечения нефти гидродинамическими методами строят на блочном, или модульном, принципе. Эти модули упрощают модели процесса извлечения нефти.

43)Оценка прогнозных ресурсов категорий D₁D₂. Объекты оценки в плане и разрезе. Нефтегеологическое районирование. Какие факторы определяют районирование. Что такое нефтегазоносный комплекс. Какие НГК выделяются в Западной Сибири при оценке ресурсов.

Категория D1 – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур;

Категория D2 – ресурсы горизонтов и комплексов, нефтегазоносность которых не доказана в пределах крупных структур.

D1D2 Охватывают в пределах структур I порядка с неустановленной нефтегазоносностью:

1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению;

2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным;

3) территории с предполагаемыми ловушками

D2 Охватывают территории с нефтегазоносными комплексами, погруженными значительно ниже глубин, достигнутых бурением, или нефтегазоперспективными комплексами, продуктивность которых еще не доказана

Нефтегеологическое районирование это разбиение территории на отдельные части по степени сходства геологического строения и развития, а также состава слагающих их осадочных формаций.

При районировании учитывают следующие факторы:

- тектоническое строение территории, современный структурный план;

- литолого-стратиграфическую характеристику разреза, палеофациальные условия;

- геохимические условия, фазовое состояние углеводородов, результаты определении нефтегазоматеринских пород.

Нефтегазогеологическое районирование контролируют геоструктурные элементы: Провинция – область – район – зоны нефтенакопления – ловушки и отдельные скопления УВ

Нефтегазоносный комплекс — это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу. Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

В Западной Сибири выделены следующие нефтегазоносные комплексы (снизу вверх)

1. Доюрский (Палеозойский)

2. Нижнеюрский

3. Среднеюрский

4. Верхнеюрский

5. Баженовский (+Абалакский)

6. Клиноформный неокомский

7. Неосложненный неокомский

8. Аптский+Альбский+Сеноманский