- •1.Временная классификация запасов 2001 г.
- •2.Требования к комплексному изучению местрождений в процессе геологических работ.
- •3.Понятие о запасах и ресурсах нефти газа.
- •6.Категория д2 и условия отнесения к ней запасов.
- •8.Суммарные ресурсы нефти и газа.
- •9. Классификация залежей по размерам запасов и сложности геологического строения.
- •1 0. Категория а и в и условия отнесения к ним запасов нефти и газа.
- •11.Подсчетные планы.
- •1 2.Категория с2 и условия отнесения к ней запасов нефти и газа.
- •13.Категория д1 и условия отнесения к ней запасов нефти и газа.
- •14. Перевод запасов в более высокие категории в процессе разработки залежей.
- •15.Типовые комплексы при изучении н/г-носных объектов на различной стадии изученности.
- •16. Группы запасов нефти и газа.
- •17. Критерии изученности запасов и обоснованности ресурсов и запасов нефти и газа.
- •18.Объекты подсчета запасов и оценки ресурсов нефти и газа и принципы их выделения.
- •19.Категория с1 и условия отнесения к ней запасов нефти или газа.
- •20.Основные задачи изучения нефтегазоносных объектов на различных стадия изученности.
- •21.Перспективные ресурсы нефти и газа категории с3
- •22.Подсчет извлекаемых запасов нефти на залежах, подготовленных к разработке.
- •23. Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов и их учет
- •24.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Подсчет запасов этана, пропана и бутанов.
- •25. Определения барического и термического коэффициентов при подсчете запасов свободного газа.
- •2 6. Построение карт нефтенасыщенных толщин и расчет объемов в литологически ограниченных залежах.
- •27.Особености подсчета нефти и газа объемным методом в газонефтяных залежах.
- •28.Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в литологически ограниченных залежах.
- •29.Подсчет запасов свободного газа методом падения пластового давления.
- •30. Подсчет извлекаемых запасов в поздней стадии разработки на залежах, работающих на водонапорных режимах.
- •31.Понятие о гидродинамических методах определения коэффициента извлечения нефти.
- •32. Методы оценки перспективных ресурсов
- •33. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в стратиграфически ограниченных залежах.
- •34. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в сложных коллекторах.
- •35. Подсчет запасов нефти методом материального баланса.
- •36. Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных залежах.
- •37. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом в тектонически экранированных залежах.
- •38. Построение карт нефтенасыщенных толщин и расчет объемов в пластовых и массивных залежах.
- •39. Методы геометризации продуктивных пластов и залежей углеводородов.
- •40. Построение карт нефтенасыщенных толщин и расчет объемов в стратиграфически ограниченных залежах.
- •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 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.
- •47. Залежи нефти и газа и их основные классификационные признаки.
- •48. Подсчет запасов нефти и свободного газа объемным методом.
- •49. Подсчет запасов нефти в поздней стадии разработки методом кривой падения добычи на залежах, работающих на неводонапорном режиме.
- •50. Аудит запасов, Общие понятия.
- •51. Классификация spe
- •52. Экономическая составляющая аудита запасов.
- •1.Временная классификация запасов 2001 г.
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. На диаграммах СП коллекторы характеризуются отрицательной аномалией ∆Uсп с максимальной амплитудой отклонения от линии глин и плотных глинистых алевролитов. Предложили определять кондиционное значение αспк на основе статистической связи между αсп и удельной продуктивностью скважин ).
Значение αспк находят или графически, или аналитически по зависимости
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.
24.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. Подсчет запасов этана, пропана и бутанов.
Геологичесие запасы подсчитываются по запасам с кондиционным содержанием этана не менее 3% в составе плстового газа и разведанных запасов газа не менее 10 млрд. м3. На многозалежных месторождениях подсчет запасов этана может производиться в том случае, если на основной залежи содержание этаа не менее 3% а в остальных в итервале от 2,5 – 2,9. Если на месторождении или на залежи содержание серовдорода и углекислого газа порядка 50%, то запасы этана, пропана и бутана подщитываются при кондиции1,5%.
r0 – содержание каждого компанента в отделности.
е – доля каждого компанента в составе пластового газа.
По этой же формуле подсчитываются запасы и сероводорода. Запасы гелия и аргона подсчитываются по их содержанию в пластовом газе если его содержание больше 0,05%
25. Определения барического и термического коэффициентов при подсчете запасов свободного газа.
Z0 - коэффициент сжимаемости реальных газов. Чтобы определить Z и Z0 надо знать критическую температуру t0 и критическое давление тех газов, которые составляют пластовый газ. t0кр каждого газа является величиной постоянной и присутствует во многих таблицах. Критическое давление пластового газа, также складывается из критических давлений компонентов, составляющих пластовый газ. Критическое давление – это давлении, при котором газ переходит в жидкое состояние. Критическая температура – температура выше которой газ может превращаться в жидкость.
В связи с этим псевдокритические температура и давление должны определяться только по составу пластового газа. Следующим этапом является определения приведенных псевдокритических давлений и температур:
Рпл берется на основании замера пластового давления. После того как определены ТR и РR мы определяем величину Z. Она берется по специальному графику, который имеется во всех руководствах.