Нгпг и пз

1. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности. Объемный метод подсчета запасов нефти и газа. Сущность объемного метода. Коэффициенты. Единицы измерения.

Запасы – масса нефти, конденсата или объем газа на дату подсчета, приведенные к стандартным условиям. Запасы подсчитываются: на залежах, находящихся в разведке; на залежах, находящихся в разработке. ЗАПАСЫ ВСЕГДА ПОДСЧИТЫВАЮТСЯ.

Ресурсы – масса нефти, конденсата или объем газа на дату подсчета, приведенные к стандартным условиям на следующих объектах: ЛСК с предполагаемой или доказанной нефтегазоносностью; в структурах, подготовленных к глубокому поисковому бурению; на открытых месторождениях в продуктивных пластах, не вскрытых бурением. РЕСУРСЫ ВСЕГДА ОЦЕНИВАЮТСЯ.

Понятие запасы и ресурсы разделяет факт получения промышленного притока из продуктивного пласта.

Классификация ресурсов и запасов

Прогнозные ресурсы категории Д₂ – ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах крупных тектонических структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих ЛСК прогнозируется на основе региональных геологических, геохимических и геофизических условиях. Количественная оценка этих ресурсов производитсяся по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений или по аналогии с другими более изученными регионами.

Прогнозные ресурсы категории Д₁ – ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах крупных тектонических структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка этих ресурсов проводится на основе региональных геологических, геохимических и геофизических исследований или по аналогии.

Перспективные ресурсы категории С₃ (Д₀) – ресурсы подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в известном нефтегазоносном районе и оконтуренные проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований; ресурсы, не вскрытых бурением пластов на уже разведанных месторождениях, если их продуктивность установлена на других месторождениях данного района. Форма, размер и условие залегания этих залежей определены в общих чертах по результатам геофизических исследований; толщины, ФЭС, свойства нефти принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы категории С₃ используются при планировании поисково-разведочных работ и при росте запасов категории С₂ и С₁.

Предварительно оцененные запасы категории С₂ – подсчитываются в объектах:

1) промежуточных и вышележащих пластах, не опробованных в процессе бурения на уже разведанных месторождениях;

2) в неразведанных частях залежей, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий. Форма, размеры залежи, условия залегания, толщины, ФЭС, свойства нефти определены в общих чертах по результатам геофизических и геологических исследований с учетом данных на разведанной части залежи или в целом по аналогии с уже разведанными месторождениями; запасы категории С₂ используются для оценки перспектив нефтегазоносности для данного месторождения, для планирования ГРР, для проведения геолого-промысловых исследований, при переводе скважин в вышележащие пласты, частично для проектирования системы разработки.

Разведанные запасы категории С₁ – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения в скв промышленного притока и положительных результатов геологических и геофизических исследований в не опробованных скважинах. Тип, форма, размеры залежи, условия залегания установлены по результатам бурения в разведочных (опережающих эксплуатационных) скважин. ФЭС, толщины, тип коллекторов изучены по керну, результатам опробования скважин и ГИС. Свойства флюидов, состав изучены по данным отбора проб. Продуктивность скважин, гидропроводность, пластовое Р и t⁰, дебиты нефти, изучены по результатам испытания и опробования скважин. Запасы категории С₁ должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных для составления техсхемы разработки.

Запасы категории В – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков вскрывших пласт на разных гипсометрических отметках. Изучены в степени достаточной для составления проекта разработки. Запасы категории В подсчитываются по скважинам, разбуренной в соответствии с утвержденной техсхемой.

Запасы категории А – запасы разрабатываемой залежи или ее части. Изучены в степени достаточной для получения полного представления о строении залежи, свойства пластов и нефти, условий разработки. Запасы категории А подсчитываются по залежам, разбуренным в соответствии с утвержденным проектом разработки.

Объемный метод является универсальным, поскольку применим для залежей, находящихся на любой стадии изученности. Метод основан на изучения геологических условий залегания коллектора, свойств пластов и флюидов, которые могут быть определены на любой стадии ГРР.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа в пустотном пространстве пород коллекторов в пределах объекта исследования. Флюиды содержатся в порах, кавернах и трещинах, занимая как правило верхнюю часть ловушки, и характеризуются физико-химическими свойствами, отличными от поверхностных условий, поэтому для ПЗ необходимо:

• установить границы залежи – площадь и ее объем;

• определить объем пор, занятых УВ в пластовых условиях;

• ввести поправки, связанные с изменением свойств флюидов при извлечении их на поверхность.

Общая формула для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом.

Q₀ = F_з · h_эф.н. · k_оп · k_н · Θ · ρ_н

Q₀ – балансовые запасы нефти [тыс.т];

F_з – площадь залежи [тыс. м²];

h_эф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина [м];

k_оп – коэффициент открытой пористости [д.ед.];

k_н – коэффициент нефтенасыщенности [д.ед.];

Θ – пересчетный коэффициент [безразмерн];

ρ_н – плотность нефти [г/см³].

Формула для подсчета извлекаемых запасов нефти.

Q_и = Q₀ · η η – КИН

Q_и = F_з · h_эф.н. · k_оп · k_н · Θ · ρ_н · η

η = Q_и / Q₀

Общая формула для подсчета балансовых запасов свободного газа.

Q_0г = F_з · h_эф.г. · k_оп · k_г · k_t · k_p

k_t – термический коэффициент;

k_p – барический коэффициент.

Они отвечают за приведение объема газа к стандартным условиям.

p₀ – начальное пластовое давление в залежи [МПа];

p_ст – давление газа при нормальных условиях (0,1 МПа);

p_ост – давление в залежи на текущий момент времени;

, z – коэффициент сжимаемости реального газа.

Все перечисленные в формулах параметры определяются на основании геологических исследований (керн), ГИС, ГДИ, исследование пластовых и глубинных проб нефти, газа и воды в скважинах различного назначения.