- •1. Нефть и ее свойства.
- •3.Требования к комплексному изучению месторождения
- •18 19Понятие о зпасах и ресурсах
- •7.Иерархические уровни прогноза нГн объектов, геоструктурных сооружений
- •12. Этапы и стадии геологоразведочных работ
- •16. Категория д2 и усл отнесения к ней ресурсов
- •17. Дифференциация запасов нефти и газа
- •8. Суммарные ресурсы н и г
- •6. Классификация залежей по размерам запасов и сложности строения
- •13.Категория а и в и усл отнесения к ним запасов н и г
- •20 Подсчетные планы
- •14 Категория с2 и усл отнесения к ней запасов
- •16 Категория д1 и усл отнесения ресурсов
- •14. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежи.
- •16 Группы запасов н и г
- •17 Критерии изученности запасов и обоснованности ресурсов
- •14.Категория с1 и усл отнесения запасов
- •9.Основные задачи изучения нгн объектов
- •Региональный этап
- •Стадия прогнозирования нефтегазоносности
- •. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
- •Поисковый этап
- •. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •. Стадия поиска месторождений (залежей)
- •Разведочный этап
- •Стадия оценки месторождений (залежей)
- •. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
- •15 Перспективные ресурсы с3
- •22. Подсчет извлекаемых запасов нефти на залежах, подготовленных к разработке (многомерные модели).
- •23 Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов и их учет.
- •24.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Подсчет запасов этана, пропана и бутанов.
- •24 Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Подсчет запасов этана, пропана и бутанов
- •25.Определения барического и термического коэффициентов при подсчете запасов свободного газа.
- •27. Особенности подсчета запасов нефти и газа объемным методом в газонефтяных залежах.
- •26,28. Построение карт нефтенасыщенных толщин и расчет объемов и подсчет запасов в литологически ограниченных залежах.
- •29. Подсчет запасов свободного газа методом падения пластового давления.
- •30. Подсчет извл запасов на позд стадии разраб. Водонапорный режим.
- •31Понятие о гидродинамических методах определения коэффициента извлечения нефти
- •32 Методы оценки перспективных ресурсов
- •33 И 40 Подсчет запасов нефти и газа объемным метолом в стратиграфически ограниченных залежах, расчет объемов
- •34 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в сложных коллекторах
- •35 Подсчет запасов нефти методом материального баланса. Теоретическая основа метода и условия его применения
- •36 Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных залежах.
- •38 Построение карт нефгенасышенных толщин и расчет объемов в пластовых и массивных залежах.
- •39 Методы геометризации продуктивных пластов и залежей у/в
- •41. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в пластовых сводовых и массивных залежах.
- •42. Подсчет извлекаемых запасов нефти в поздней стадии разработки на залежах, разрабатываемых на водонапорных режимах
- •41. Расчет объемов нефтенасыщенных пород в тектонически экранированных залежах.
- •42. Подсчет извлекаемых запасов на ранних стадиях геологоразведочных работ.
- •43. Подготовка эталонных оценочных участков.
- •44. Оценка прогнозных ресурсов. Метод удельных плотностей ресурсов.
- •45. Оценка прогнозных ресурсов. Метод количественных геологических аналогий с использованием регрессионного анализа.
- •46. Оценка прогнозных ресурсов. Историко-статистический метод.
- •49. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежи.
- •48. Подсчет запасов нефти и свободного газа объемным методом.
. 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, hнн, Кпо, Кпр, b).
На более поздних стадиях набор параметров стоит увеличивать. Гомзиков и Молотов по 50 объектам Волго-Урала: КИН=ƒ(μ0, Кпр, tпл, hнн, Кпесч, Квнз, Кнн, S). В.С.Кожакин по данным 42 залежей Волго-Урала: КИН=ƒ(μ0, Кпр, Vвар, hнн, 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 ∆Uсп с максимальной амплитудой отклонения от линии глин и плотных глинистых алевролитов. Для удобства – относительная αсп=∆Uсп/Еsmax. Еsmax-максимальная амплитуда соотв. наименее глинистым коллекторам. Предложили определять кондиционное значение αспк на основе статистической связи между αсп и удельной продуктивностью скважин ).
Значение αспк находят или графически, или аналитически по зависимости
Величина αсп 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 αспк. Для газовых залежей она значительно меньше и изменяется от 0,2 до 0,35.
αспк — 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 ∆Iγ:
Значение ∆Iγmin соответствует наименее глинистым породам, а ∆Iγmax — чистым глинам. Кондиционное значение ∆Iγк подобно αспк определяется на основе статистической связи ∆Iγ с qуд.
- характеризует проницаемость коллектора в интервале однородного пропластка (вывел Дахнов для водонасыщ пластов). Где ∆Uсп и ∆Uспмах — 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; рп — удельное сопротивление пласта.
Для нефгенасыщенных пластов В. Н. Дахнов, Г. М. Золоева, Е. А. Нейман и Н. В. Фарманова:
где νсп —поправочный коэффициент, учитывающий влияние ограниченной толщины и удельного сопротивления пласта, вмещающих пород и зоны проникновения на величину ∆Uсп; рв.п — удельное сопротивление водоносного пласта, которое оценивается через коэффициенты пористости по зависимости Рп=ƒ(Кпо).