9.8 Классификация запасов месторождений нефти и газа, категории запасов.

Месторождения делятся на 3 группы:

простые (по строению, без фац.замещений, тект. нарушений, незначит.геол.неоднородность),

средней сложности (фац.замещения, незначит.тект.нарушения),

сложные (неодн-сть, тект.нарушения, перерывы в осадконакоплении)

Масса нефти и конденсата, а также объем газа, установленные по данным пробуренных скважин называют запасами углеводородов.

Соответственно масса нефти и газокондесата, а также объем газа, которые не установлены по данным бурения наз рерурсами

Запасы нефти и газа, находящиеся в продуктивном пласте наз. балансовыми запасами., выделяют забалансовые запасы – по каким-либо причинам разрабатывать в настоящее время не рекомендуется

в группе балансовых запасов выделяют извлекаемые запасы, т.е. те запасы. которые при современной технологии добычи нефти или газа м. б. извлечены из пласта

Категории запасов: Разведанные запасы (А,В, С1)

Предварительно- оцененные (С2)

Ресурсы ( С3 – перспективные ресурсы, D1,D2 - прогнозные)

А - запасы в залежи или в частях залежи, где изучены с максимальной детальностью все геолого-промысловые параметры. Подсчитывают по залежи разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

В - запасы на залежи или ее части, когда все геолого-промысловые параметры изучены также детально, а вся площадь или часть залежи разбурена эксплуатационными скважинами в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

С1 – запасы по площади залежи или отдельной ее части, когда геолого-промысловые параметры и дебиты нефти и газа установлены по данным бурения и испытания разведочных скважин

С2 – предварительно-оцененные запасы по данным ГИС( в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам запасов более высоких категории, в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах, разведанных месторождений)

С3 – перспективные ресурсы тех структур и отдельных продуктивных пластов. которые находятся в пределах отдельных н/г районов, где промышленная н/гносность уже доказана

Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа отдельных территории, геологическое строение которых изучено пока недостаточно полно, но в пределах этого региона получены промышленные притоки нефти и газа или доказана промышленная нг/носность.

Д2 – ресурсы территории, геологическое строение которой изучено недостаточно полно и где промышленная нгносность до сих пор не установлена.

9.9 Методы подсчета запасов нефти, обоснование параметров.

Методы подсчета запасов нефти:

1.Объемный метод

2. Метод материального баланса

3. Статистический метод

Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти

1. Объемный метод можно использовать при подсчете запасов на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.

Qизвл = F*h*Kп*Kн*pн*O*Кно

F – площадь нефтеносности, м²

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта,м

Кп – коэффициент открытой пористости

Кн – коэффициент нефтенасыщенности

рн – плотность нефти в поверхностных условиях т/м³

О – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Кно – коэффициент нефтеотдачи пласта

Площадь нефтеносности определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности, hэф определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа керна. Кп определяется на основании анализа кернов, с помощью ГИС. Кн устанавливают лабораторным путем при исследовании кернов. Пересчетный коэффициент вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности ( по результатам анализа глубинной пробы пластовой нефти, либо косвенным путем)

2. Метод материального баланса ( основан на законе постоянства материи) Применяя его исходят из равенства начального количества нефти в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти. Подсчет извлекаемых запасов основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношении между нефтью и газом в процессе разработки. Не применим: до начала и в ранние периоды разработки, при воздействии на пласт

3. Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки( между предыдущими и последующими дебитами, текущими и накопленными отборами и.т.д) применение этого метода возможно после достаточной длительной разработки. Он применим при любом воздействии на пласт