- •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.
42. Подсчет извлекаемых запасов на ранних стадиях геологоразведочных работ.
Применяются метод аналогии и покоэффициентный метод
Метод аналогии основан на использовании при прогнозе КИН по изучаемому объекту опыта разработки залежей нефти, обладающих схожими геол-физич свойствами пород пластов. В качестве объектов-аналогов подбираются залежи с одинаковыми с изучаемым объектом вещественным составом коллекторов, близкими значениями фильтрационно-емкостных свойств и геологич неоднородности. Объекты-аналоги должны длительное время находиться в разрвботке, а степень их изученности должна соответствовать запасам категории А и В.
Эмпирический или покоэффициентный метод.
КИН = Квыт*Кохв
Квыт определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце.
Кохв представляет собой отношение нефтенасыщ объема пласта , охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасыщ общему пласта.
Если залежь разбурена по техсхеме или проекту разработки, то
Кохв = (ΣVнепр + ΣVпл.охв) / Vн
ΣVнепр – сумма нефтенасыщ объемов непрерывных частей пласта
ΣVпл.охв - сумма нефтенасыщ объемов полулинз
Когда ведется пересчет запасов, то отдельно определяются суммарные объемы высокой продуктивности и низкой продуктивности в пределах каждого монолитного пласта или пропластка. Затем каждый из этих обхемов умножается на Квыт, произвед-я складываются и полученная сумма делется на объем нефтенасыщ коллекторов монолитного пласта.
43. Подготовка эталонных оценочных участков.
Под эталонными понимаются изученные глубоким бурением участки, в пределах которых могут быть установлены, а также отсутствуют залежи нефти и газа. В плане они выделяются в пределах тектонических сооружений 1 порядка (своды, впадины) (категория Д2) и 2 порядка (валы и тп) (категория Д1). Эталонные участки должны быть замкнуты в пределах зон с различной плотностью доказанных запасов, а также в пределах участков с нулевой их плотностью. В эталонные участки не следует включать залежи с крупными и уникальными запасами.
Оценочные участки – участки, по которым производиться оценка прогнозных ресурсов. Они охватывают на прогнозной территории тектонические сооружения того же ранга и знака, что и эталонные участки на разведанной территории. Площадь не должна отличаться более чем в 2 раза.
44. Оценка прогнозных ресурсов. Метод удельных плотностей ресурсов.
Предусматривается проведение двух видов оценок: качественная и количественная. Кач оценке прогнозных ресурсов предшествуют работы по районированию территории на основе факторов: геотектонический, литологический, геохимический, гидрогелогический. Необходимо проследить по площади изменение этих факторов и дать этому изменению количественную оценку. При наложении карт с изменением этих факторов можно получить зоны разных перспектив. Особое внимание уделяется выбору эталонных и оценочных участков.
Метод удельных плотностей. Сущность заключается в сравнении эталонных и оценочных участков по совокупности критериев нефтегазоносности и переносе плотностей запасов по площади или по объему пород с эталонного участка на сходный с ним оценочный. Учитываются и пустые ловушки
ρ эт.уч = ΣQно/ΣSлов.
Q пр оц уч = S оц уч * ρ эт уч *Кан
Кан – коэф аналогии