госы / 18_Avtosokhranennyy

18. Классификация запасов.

П.з. имеет большое практ-е значение, т.к. от него зависит развитие геолого-развед-х работ в регионе, выбор и обоснование сист разработки мест, планир-е добычи н,г, к на все годы разработки, обоснование конечных коэф нефте и газоотдачи пластов. Размеры запасов опред-т объем капитальных вложений на строит-во и обустройство промыслов, н-г-проводов, жилых поселков и городов. Объем способствует развитию нефтехими-й и газопромышлен-ти в регионе. Пз производят специалисты геол отделов УБР, НГДУ, партии и экспецидиции по пз,, а также проектных инститотов. Запасы проверяются и утверждаются в гос-м комитете по запасам (ГКЗ) при совете министров РФ. А предварительные запасы проходят экспертную оценку сторонними организациями перед защитой и утверждением в ГКЗ.

Запасы подразделяются на 2 группы: 1. Балансовые запасы, те з-сы разработка к-х в наст время рентабильна. 2. Забалансовые з-сы, в наст время не рентабильны, но они могут разрабатываться в будущем когда появится новая техника и оборудование.

К группе балан-х з-сов выделяют извлевлекаемые з-сы к-е составляют часть б.з к-е можно извлечь при современном развитии техники, технологий и опята работников. - коэф нефтеотдачи. По степени изученности и обоснованности подразделяются запасы на 4 группы: 1. Разведочные з-сы – это категории А, В, С

2. Предварительно-оценочные – категория С₂

3. перспективные ресурсы – категория С₃

4. прогнозные ресурсы – категория D₁, D₂

З-сы подсчитываются, когда получают промыш-е притоки н и г, а ресурсы, когда притоки еще не получены.

Категория А - хар-т з-сы изученные с детальностью, обеспечивающий полное опред-е размера, типа и формы залежей, эф\х нефтегазонасыщ-х толщин, хар-ку коллек-х св-в, состав и св-ва н-г-конденсата, а также основных особенностей залежей необходимых для обоснования сист разработки, т.е. природ-е режим залежи, состояние пласт давл, газ-е факторы, коэф продуктивности, неоднородность прод-х пластов. З-сы кат. А опред-т по данным реализации проекта разработки.

Категория В – хар-т з-сы залежи по к-м получены промыш притоки н и г, на различных гипсометрических отметках и определены все параметры необход-е для составления проекта разработки. З-сы кат В опред-ют при реализации технологической схемы, в процессе к-й уточняют выделение эксплутац-х обьектов, обосновывают сист разработки, сист поддержания пласт давл, уровня годовой добычи, а также могут проводить опытные работы на отдельных участках, чтобы окончательно выбрать сист разработки,. ППД, методы по повышению нефтеотдачи для обоснования окончательного варианта проекта разработки.

Категория С₁ - з-сы залежи н-г-насыщенность к-х установлена на основании получения пром-х притоков в разведочных скв и положительных заключений по керну и ГИС о нефтегазоностности пластов, по скв в к-х еще не были проведены опробывания и испытания.

Категория С₂ – з-сы залежей наличия к-х предполагается по данным лаб исследований керна и ГИС, например, промежуточные неосновные пласты на изветсных мест.

Категория С₃ – хар-т перспективные ресурсы подготовительных к глубокому бурению площадей, нефтегазоностность пластов предполагается по аналогии соседними мест.

Категория D₁ – хар-т прогнозные ресурсы круп-х литолого-стратиграфических комплексов (юрских и меловых отложений) н-г-ностность к-й доказана в данном регионе.

Категория D₂ – хар-т прогнозное ресурсы крупных литолого-стратигр-х комплексов, н-г-ностность к-х предполагается по аналогии с соседними регионами имеющее сходное геол строение.

По мере увелечения обьема исследования количество скв, данных НИС, лаб. Иссл-й и повехностных проб, конденсата, прогнозные ресурсы постепенно переводят запасы промыш-х категорий и более достоверно обосновывают подсчетные параметры. Мест-я разрешают вводить в разработку, когда полностью или на отдельные участки круп метс подсчитаны з-сы по кат С₁.

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 ихар-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.

РИСУНОК

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.

РИСУНКИ

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.

РИСУНОК

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.

ρ_н- 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.

η_н – Кохв*Квыт

η_н - коэф нефтеотдачи. Определяют по керну.

26. Стадии разработки газовых и газоконденсатных местр (крупных и мелких) и их хар-ка.

Крупные газ-е мест зар-ся тремя стадиями разработки:

1. Нарастающей добычи. В этот период обуславливают промыслы, строят газопроводы к потребителю. Мест разбуривают согласно проекту разработки. Ежегодно добыча газа увеличивается. За счет пласт давл газ транспортируется к потребителю. 1 стадия завершается, когда добывают 20-25% от извлекаемых запасов.

2. постаянная добыча. заканчивается бурение добывающих скв по проекту. Ввод в эксплуатацию всего фонда добывающих скв приводит к резкому снижению пласт давл. К этому времени строят компрессорные станции, к-е очищают и транспортируют газ по газопроводам (ДКС – дожимные компремморные станции). Самый эффективный период – с конца 1 стадии до середины 2. На 2 стадии добывают 40-50 % от извлекаемых з-сов. 1+2=-до 70%

3. Падающей добычи. На ней находится большинство мест ЗС ежегодно добыча газа снижается, скв обводняются и выводятся в эксплуатацию. За все три стадии дебиты уменьшаются. 3 стадия продолжается до тех пор, пока добыча газа рентабельна.

4 стадия отсутствует или она непродолжительна, т.к. не учитывают модель залежей и в первую очередь вырабатывают высокопроницаемые прослои, а после их обводнения остаточные запасы в низкопроницаемых коллекторах разрабатывать нерентабильно, т.к. низкие дебиты скв. В последнее время для их выработки пректируют бурение горизонтальных скв, т.к. их запасы составляют 30-40 % от извлекаемых запасов.

При разработки мелких залежей может отсутствовать период нарастающей добычи.

Средние и крупные мест разрабатываются до 30-50 лет, а мелкие и очень мелкие до 10-15 лет.